Relatório Final -...
86
Relatório Final Análise das Emissões de Gases de Efeito Estufa do Setor Elétrico Brasileiro e Papel das Termelétricas a Carvão Mineral Amaro Pereira Juliana Marreco
Transcript of Relatório Final -...
Relatório Final
Análise das Emissões de Gases de Efeito Estufa do Setor Elétrico Brasileiro e Papel das
Termelétricas a Carvão Mineral
Amaro Pereira
Juliana Marreco
Índice
1. Introdução .............................................................................................................................................. 4 1.1 Perspectivas para expansão do uso do carvão ................................................................................................ 6 1.2 O Setor Elétrico Brasileiro ....................................................................................................................................... 9
2. Análise da competitividade do carvão para geração de energia elétrica no Brasil 12 2.1 Descrição das Tecnologias .................................................................................................................................... 15 2.2 Premissas téncnico-econômicas .......................................................................................................................... 41
3. Cenários ............................................................................................................................................... 45 3.1 Cenário de Referência ............................................................................................................................................. 45
3.2 Cenários Alternativos............................................................................................................................................... 48 3.3 Expansão da Capacidade de Geração .............................................................................................................. 55 3.4 Comparações Internacionais ................................................................................................................................ 60
4. Considerações Finais ........................................................................................................................ 62
5. Referências Bibliográficas ............................................................................................................... 63
Índice de Figuras
Figura 1 – Novos investimentos em capacidade e preços de carvão .......................................................... 5
Figura 2 – Desenvolvimento das tecnologias de carvão .............................................................................. 6
Figura 3 – Redução das emissões com aumento da eficiência .................................................................... 7
Figura 4 – Eficiência das plantas a carvão ..................................................................................................... 8
Figura 5 - Comparativo da flexibilidade das plantas a gas natural e a carvão .......................................... 9
Figura 7 – Potencial Hidrelétrico .................................................................................................................. 15
Figura 8 – Mapa das Principais Ocorrências de Carvão Mineral do Brasil ............................................ 17
Figura 9 – Reatores em construção no final de 2011. ................................................................................ 22
Figura 10 – Reservas de Urânio no Brasil ................................................................................................... 23
Figura 11 – Produção de Cana-de-Açúcar ................................................................................................... 27
Figura 12 - Potencial eólico brasileiro por região ....................................................................................... 30
Figura 13 – Insolação Total (Média Anual)................................................................................................. 32
Figura 14 – Representação das Cadeias Energéticas no MESSAGE ....................................................... 52
Figura 15 – Cadeias Energéticas Consideradas no Estudo ........................................................................ 53
Figura 16 – Sistema Interligado Nacional .................................................................................................... 54
Índice de Gráficos
Gráfico 1 – Evolução da geração termelétrica .................................................................................... 20
Gráfico 2 – Custos de Combustível ..................................................................................................... 43
Gráfico 3 – Custo Médio de Geração .................................................................................................. 44
Gráfico 4 – Formação dos Custos de Geração .................................................................................... 45
Gráfico 5 – Emissões de Gases de Efeito Estufa por atividade ........................................................... 47
Gráfico 6 – Detalhamento das emissões relacionadas à energia no Brasil entre 2015-2030 .............. 48
Gráfico 7 – Comparação com Outros Estudos no ano 2030 .............................................................. 57
Gráfico 8 – Comparativo de emissões de gases de efeito estufa entre os cenários desenvolvidos e o
cenário de referência adotado. ..................................................................................................... 59
Gráfico 9 – Emissões de gases de efeito estufa em tCO2/MWh por MWh ........................................ 60
Gráfico 10 – Emissões de gases de efeito estufa em kgCO2/MWh por unidade de PIB .................... 61
Gráfico 11 – Emissões de gases de efeito estufa em tCO2/MWh per capita ..................................... 61
Índice de Tabelas
Tabela 1 – Oferta de Biomassa (2005) ................................................................................................ 26
Tabela 2 – Dados de Irradiação Solar ................................................................................................. 36
Tabela 3 – Número de domicílios segundo classe de renda familiar .................................................. 39
Tabela 4 – Dados Técnico-Econômicos das Usinas ............................................................................ 42
Tabela 5 – Custos dos Combustiveis adotados ................................................................................... 43
Tabela 6 – Expansão da capacidade instalada de Geração no cenário de referência (MW) ............... 46
Tabela 7 – Evolução dos Custos de Investimento ............................................................................... 51
Tabela 8 – Projeção da Demanda de Energia Elétrica – MWmed ...................................................... 53
Tabela 9 – Expansão da Capacidade (MW) – cenário com Carvão .................................................... 55
Tabela 10 – Expansão da Capacidade (MW) – cenário Restritivo Carvão ........................................ 56
Tabela 11 – Comparação com Outros Estudos no ano 2030 (MW) .................................................... 56
Tabela 12 – Geração Mwmed – Cenário com Carvão ........................................................................ 57
Tabela 13 – Geração Mwmed – Cenário Restritivo Carvão................................................................ 57
Tabela 14 – Emissões MtCO2 – Cenário com Carvão ........................................................................ 58
Tabela 15 – Emissões MtCO2 – Cenário Restritivo Carvão ............................................................... 58
Tabela 16 – Indicadores de Emissões referentes ao setor elétrico ...................................................... 59
SUMARIO EXECUTIVO
O carvão se tornará a principal fonte de energia do mundo nos próximos cinco anos,
sendo extremamente importante para aumentar o acesso à energia de milhões de pessoas e
permitir o desenvolvimento de diversos países, conforme aponta relatório da Agência
Internacional de Energia divulgado no final de 2012. O uso do carvão nas economias em
desenvolvimento pode reduzir sua exposição aos riscos da volatilidade dos preços dos
combustíveis fósseis e também se beneficiar do desenvolvimento de tecnologias de carvão
limpo.
A produção de syngas, o aumento da eficiência na geração termelétrica, tecnologias
mais eficientes tais como as modernas supercríticas e ultrasupercríticas e usinas mais
flexíveis, contribuindo com a qualidade da energia, e atuando como importante backup para
as energias renováveis permitirão a expansão do uso do carvão sem comprometer metas de
redução de gases de efeito estufa.
No Brasil, os Planos Decenais de Energia – PDE têm incorporado metas de
reduções de emissões adotadas na Conferência do Clima em Copenhague, limitando as
emissões do setor de energia em 634 MtCO2-eq. Ainda que exista espaço para expansão do
carvão sem que esse limite seja ultrapassado, o governo não tem permitido a participação
do carvão nos leilões de energia nova. Se por um lado esta medida mantém um baixo nível
de emissões, por outro, pode comprometer a segurança no abastecimento. No longo prazo,
o esgotamento do potencial hidrelétrico demandará uma maior participação de termelétricas
e uma restrição agora pode comprometer a continuidade do investimento no futuro.
O presente estudo apresenta uma análise da competitividade do carvão na matriz
energética brasileira, a luz dos compromissos e metas de redução de gases de efeito estufa
assumidos pelo governo federal.
A análise foi feita a partir do custo médio de geração (levelized cost of electricity),
considerando diversas fontes possíveis dadas as condições nacionais e considerando as
premissas técnicas e econômicos apresentadas na tabela 1 a seguir:
Tabela 1 – Dados Técnico-Econômicos das Usinas
Fonte: EIA/DOE. 2010; IEA. 2010; EPE. 2007. Bloomberg New Energy Finance. 2012
Com base nessas premissas os resultados em termos de custo médio de geração para as
tecnologias analisadas para diferentes taxas de desconto, 6%, 8% e 10%, são ilustrados no
gráfico 1. Hidrelétricas grandes e médias são as tecnologias mais baratas no Brasil. Eólica
onshore, biomassa da cana e PCH já são competitivas, quando se compara com as
termelétricas a gás natural e a carvão mineral.
Gráfico 1 – Custo Médio de Geração
Fonte: Elaboração própria
Para avaliação dos impactos da expansão do carvão na geração de energia elétrica
no Brasil, foram elaborados dois casos: um que considera um cenário restritivo às novas
usinas a carvão e outro que permite a expansão do carvão.
O cenário A não considera expansão de fontes renováveis, sendo o crescimento da
demanda atendido por gás natural. No setor transportes supõe que a proporção de mistura
de etanol na gasolina deverá ser reduzida para 20% até 2020, permanecendo neste patamar
após 2020. Não haveriam ganhos advindos de programas de eficiência energética e o mix
de consumo de energia permaneceria praticamente inalterado.
O segundo cenário de referência adotado neste estudo baseia-se no cenário B
apresentado em La Rovere et al (2013), que assume que o país irá implantar medidas
mitigadores conforme estabelecido no Plano Nacional de Mudança Climática para o
período 2010-2020.
Para a análise do impacto da inserção da geração a carvão no país no horizonte até
2030 foram considerados dois cenários alternativos: um cenário mais restritivo à entrada
desse combustível e um cenário que permitiria a entrada de novas usinas a carvão no
parque gerador brasileiro visando a diversificação da matriz em que se entende a
importância dessa fonte para aumentar a segurança do suprimento de energia nacional.
Em ambos os cenários adotou-se a taxa de crescimento da demanda considerada no
PDE 2021 e uma taxa de desconto de 8% a.a.
Os cenários foram construídos com base em projeções de queda nos custos de
investimento das diferentes tecnologias de geração. Tais projeções se basearam em curvas
de aprendizagem, estimadas pela Agência Internacional de Energia.
A projeção da expansão da geração por tipo de tecnologia foi feita através do
MESSAGE (Model for Energy Supply System Alternatives and their General
Environmental impacts). A demanda de energia elétrica (energia final) de cada subsistema
(Sudeste/C.Oeste – SE. Sul – S. Nordeste – NE. Norte – N) foi assumida como exógena e é
considerado como dados de entrada para as simulações com o MESSAGE. Os valores
foram estimados nas projeções do Plano Decenal de Energia (PDE), para o período 2010-
2020, e do Plano Nacional de Energia 2030 (PNE), para o restante do horizonte.
O resultado é apresentado nas Tabelas 9 e 10 a seguir.
Tabela 9 – Expansão da Capacidade (MW) – cenário com Carvão
MW 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2035
Hidrelétricas 84.459 105.443 125.255 133.858 148.646 170.152
Nuclear 2.007 2.007 3.412 3.412 5.861 7.412
Gás Natural 9.142 12.697 12.697 12.697 12.697 14.602
Carvão 1.765 3.205 5.565 7.665 14.665 18.265
Óleo 3.244 7.853 7.853 7.853 7.853 7.853
Biomassa 8.000 10.704 11.969 11.969 20.937 24.500
Eólica 250 6.947 8.510 8.510 8.510 20.524
TOTAL 108.867 148.856 175.261 185.964 219.170 263.308
Fonte: Elaboração própria
Tabela 10 – Expansão da Capacidade (MW) – cenário Restritivo Carvão
MW 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Hidrelétricas 84.459 105.443 125.605 134.208 154.803 170.152
Nuclear 2.007 2.007 3.412 3.412 7.412 7.412
Gás Natural 9.142 12.697 12.697 12.697 12.697 25.585
Carvão 1.765 3.205 3.205 3.205 3.205 3.205
Óleo 3.244 7.853 7.853 7.853 7.853 7.853
Biomassa 8.000 10.704 11.969 13.590 20.937 24.500
Eólica 250 6.947 8.510 8.510 16.181 27.724
TOTAL 108.867 148.856 173.251 183.476 223.088 266.431 Fonte: Elaboração própria
A análise da geração e das emissões de gases de efeito estufa resultante de cada
cenário mostra que as emissões geradas pelo carvão mostra que o aproveitamento do carvão
para geração de energia elétrica no país não compromete as metas assumidas, e tão pouco
gera impacto significativo em termos ambientais, enquanto pode efetivamente contribuir
com a expansão da capacidade instalada e com a segurança de suprimento.
Em termos gerais devido à pequena participação do setor elétrico nas emissões
totais do país, a inserção mais acentuada do carvão trará pequeno aumento das emissões
totais, mesmo quando considerando a participação relativa do setor elétrico nas emissões.
O mesmo se verifica quando se avalia o impacto das emissões totais por unidade do
PIB. Como os valores de emissões do setor elétrico são muito pequenos frente às emissões
totais, a variação é mínima quando comparamos o cenário de restrição de carvão na matriz
com o cenário que permite a participação do carvão na expansão do parque gerador.
Em termos de participação de renováveis na matriz a perda é muito pequena quando
comparada ao benefício de segurança advindo da diversificação com uma fonte que não é
intermitente.
Gráfico 9 – Comparativo de emissões de gases de efeito estufa
Fonte: Elaboração própria
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
2015 2020 2025 2030
MtC
O2eq
Cenário Restritivo Carvão Cenário com Carvão
Cenário de Referência B Cenario de Referência A
Gráfico 10 – Participação de renováveis na matriz por cenário
Fonte: elaboração própria
80%
81%
82%
83%
84%
85%
86%
87%
88%
89%
90%
80%
81%
82%
83%
84%
85%
86%
87%
88%
89%
90%
2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
% R
en
ováveis
na G
era
ção
% R
en
ováveis
na C
ap
acid
ade Insta
lad
a
Geração Com Carvão Geração Restritivo Carvão
Cap Instalada Com Carvão Cap Instalada Restritivo Carvão
Introdução
O carvão é o mais abundante e disponível combustível fóssil no mundo. Constitui a
base da geração de energia elétrica mundial, suprindo 42% da demanda global em 2008 de
acordo com o World Coal Association – WCA. É ainda um componente chave na produção
de aço e concreto, materiais vitais para a construção civil e projetos de infraestrutura.
Adicionalmente, existem atualmente 1,3 bilhões de pessoas sem acesso à
eletricidade no mundo, o que demonstra a importância deste energético para o
desenvolvimento das nações e, dessa maneira, levou a Agência Internacional de Energia a
afirmar que o carvão será responsável para atender mais da metade dessa população sem
acesso a energia nos próximos anos. O uso das chamadas tecnologias limpas de carvão
(“clean coal technologies”) tais como tecnologias de geração que utilizam caldeiras de
pressão supercríticas e ultrasupercríticas, bem como, o uso da captura e armazenamento de
carbono tornarão possível conciliar o uso do carvão com os objetivos climáticos e
ambientais.
O carvão se tornará a principal fonte de energia do mundo nos próximos cinco anos,
conforme aponta relatório da Agência Internacional de Energia divulgado no final de 2012.
Ainda de acordo com este relatório, o consumo do combustível crescerá em quase todas as
regiões do planeta e chegará a 4,32 bilhões de toneladas de óleo equivalente (btoe) em
2017, ultrapassando o petróleo, cuja demanda prevista pelo estudo é de 4,4 bilhões de btoe.
China e Índia vão liderar a expansão desse mercado nos próximos anos. Até 2017,
os chineses consumirão, sozinhos, mais do que todo o resto do mundo, enquanto os
indianos ficarão em segundo lugar e se tornarão os maiores importadores do combustível. A
expectativa é que a demanda global aumente 1,2 bilhão de btoe no período, o equivalente
ao consumo atual da Rússia e dos Estados Unidos.
O Banco Mundial, por sua vez, reconhece a importância fundamental do carvão
para assegurar o suprimento de energia elétrica, especialmente para as nações em
desenvolvimento. Isso pode ser comprovado com a decisão de financiamento da
Termelétrica de Medupi na África do Sul, quando o presidente do Banco Mundial afirmou:
“o carvão ainda é a opção de menor custo mais viável técnica e economicamente disponível
capaz de atender aos requistos de energia da maior economia da África”.
O aumento do uso do carvão especialmente nas economias em desenvolvimento em
processo de industrialização acelerado pode reduzir sua exposição aos riscos da volatilidade
dos preços dos combustíveis fósseis e também se beneficiar do desenvolvimento de
tecnologias de carvão limpo. Com isso entre 2007 e 2010 países como Brasil, China, Índia,
Indonésia, México, Polônia e África do Sul desenvolveram estudos visando identificar
oportunidades técnicas, financeiras e políticas para tecnologias de baixo carbono, conforme
apontado no relatório “Planning for a Low Carbon Future”.
O relatório da Agência Internacional de Energia, Tracking Clean Energy Progress
aponta que na Europa e nos EUA a expansão termoelétrica preferencial tem sido através da
geração a gás natural. O mesmo relatório aponta que a Índia deverá implantar de 50% a
60% das novas plantas de carvão supercríticas. A manutenção do preço do carvão em
patamares elevados favorece investimentos em tecnologias de maior eficiência, como
ilustram as figuras 1 e 2 a seguir.
Figura 1 – Novos investimentos em capacidade e preços de carvão
Fonte: IEA. Tracking Clean Energy Progress Report. 2012
Figura 2 – Desenvolvimento das tecnologias de carvão
Fonte: IEA. Tracking Clean Energy Progress Report. 2012
No Brasil, os Planos Decenais de Energia – PDE agora têm incorporado as metas de
reduções de emissões adotadas na Conferência do Clima em Copenhague, que limita as
emissões de todo o setor de energia em 634 MtCO2-eq. De acordo com o PDE, as emissões
em 2020 provenientes do setor elétrico devem atingir 56 MtCO2-eq. Em 2010, as emissões
do setor elétrico representavam 8,4% do setor energético e 1,5% das emissões totais,
considerando florestas, agricultura etc. Atingindo as metas assumidas para 2020, as
proporções passam para 7,9% e 2,5%, respectivamente.
A reversão do crescimento da emissão de gases de efeito estufa e com isso da
redução dos riscos da mudança climática é provavelmente um dos maiores desafios da
humanidade no século 21. Considerações ambientais no âmbito internacional reforçam a
necessidade de desenvolvimento de tecnologias de baixo carbono. Políticas de redução de
emissões e controles de poluição têm sido utilizadas forçando o descomissionamento de
plantas ineficientes, desacelerando a demanda por carvão e limitando as emissões da
geração térmica a carvão.
O Plano Quinquenal Chinês (2011-2015) prevê o descomissionamento de plantas
pequenas, antigas e ineficientes a carvão e sinaliza com a introdução de um mercado de
carbono na China depois de 2020. Na Índia, o Plano (2012-2017) apresenta uma meta de
que 50% a 50% das plantas a carvão utilizem tecnologia Supercrítica. Na Europa o
esquema de comercialização de emissões combinado a fortes estímulos governamentais
para energias renováveis tem praticamente eliminado a construção de novas plantas a
carvão. Nos EUA se for adotada a regulação de emissões de carvão pela Agência de
Proteção Ambiental combinado à substituição por plantas a gás natural, o crescimento da
geração a carvão estará limitado.
1.1. Perspectivas para expansão do uso do carvão
De acordo com o Roadmap do carvão mineral elaborado pelo CGEE, a produção de
syngas ampliará as aplicações do carvão mineral, além de torná-lo mais eficiente e rentável
tanto para geração de energia como para outros segmentos.
A eficiência na geração termelétrica a carvão terá um papel fundamental na
produção de eletricidade no futuro. Um ponto percentual de acréscimo na eficiência de uma
tecnologia de carvão pulverizado pode representar uma redução de 2-3% na emissão de
gases de efeito estufa. Tecnologias mais eficientes tais como as modernas supercríticas e
ultrasupercríticas emitem quase 40% menos CO2 do que as plantas subcríticas, tal como
ilustrado na figura 3 abaixo.
Figura 3 – Redução das emissões com aumento da eficiência
Fonte: IEA “Focus on Clean Coal”(2006)
Nota: 1% de aumento na eficiência – 2-3% de redução nas emissões
Melhorias de eficiência consistem nas medidas de redução de gases de efeito estufa
mais econômicas e de menor tempo de implementação nas térmicas a carvão.
Particularmente nos países em desenvolvimento e nas economias de transição em que as
eficiências das plantas existentes é geralmente baixa e o uso do carvão é crescente. A média
da eficiência global nas plantas a carvão atualmente é de 28% comparado com 45% das
plantas mais eficientes.
Ainda de acordo com o Roadmap do carvão mineral, as termelétricas a carvão no
Brasil, com exceção de Candiota Fase C e Jorge Lacerda IV, são antigas e, segundo o PNE
2030 (EPE/MME. 2007), atingem um rendimento máximo de 35%. A adoção de novas
tecnologias, como caldeiras supercríticas ou IGCC, poderia proporcionar um rendimento
acima de 40% com menores índices de emissões. A adoção de tecnologias de limpeza de
gases, permite equiparar ou mesmo superar os níveis de emissões de combustíveis mais
limpos e também mais caros, como o gás natural.
Uma das metas propostas pelo Roadmap prevê que horizonte até 2022 as novas
usinas termelétricas nacionais estejam operando com 40% de eficiência; e até 2035 a
eficiências dessas usinas atinja 45%. De fato é possível observar eficiência crescente nas
plantas a carvão como ilustra a figura 4 a seguir.
Figura 4 – Eficiência das plantas a carvão
Fonte: IEA – Tracking Clean Energy Progress Report. 2012
As usinas a carvão não apenas deverão se tornar mais eficientes como também serão
mais flexíveis, contribuindo com a qualidade da energia, e também atuando como
importante backup para as energias renováveis (intermitentes tais como solar e eólica).
Desta forma, o papel da geração fóssil deverá desempenhar um papel complementar às
renováveis, considerando que tais tecnologias terão prioridade no despacho. Esta mudança
de papel exige que as plantas de geração a carvão passem a operar de forma flexível.
Atualmente já existem usinas a carvão que funcionam a uma carga parcial funcionando
como reserva de capacidade competindo com plantas a gás natural. Plantas modernas
podem alternar da capacidade plena para 50% em menos de 15 minutos com pequenas
perdas de eficiência como pode ser visto na figura 5 abaixo.
Figura 5 - Comparativo da flexibilidade das plantas a gas natural e a carvão
Fonte: EURACOAL
1.2. O Setor Elétrico Brasileiro
O setor elétrico brasileiro é sistema hidrotérmico, caracterizado pela forte presença
de usinas hidrelétricas, com grandes reservatórios de regularização plurianual, localizadas
em diferentes bacias hidrográficas, que ficam afastadas dos centros consumidores. O
sistema, por isso, é interligado por extensas linhas de transmissão. A capacidade hidráulica
é complementada por usinas térmicas convencionais e nucleares, além disso, há uma
crescente expansão de usinas eólicas. O Sistema Interligado Nacional (SIN) é operado pelo
ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), que gerencia o SIN de forma otimizar a
utilização de todas as fontes, em especial a hidráulica, dada a sua característica estocástica.
De acordo com o último Balanço Energético Nacional (BEN) publicado (ver
https://ben.epe.gov.br/downloads/Relatorio_Final_BEN_2012.pdf), no ano de 2011 o Brasil
possuía um parque instalado de geração de energia elétrica com capacidade de
aproximadamente 117 GW, sendo 82,5 GW de hidrelétricas, 31,2 GW de termelétricas
convencionais, 2 GW de nucleares e 1,4 MW de usinas eólicas.
Pode-se notar, dessa maneira, que as emissões de gases de efeito estufa (GEE)
provenientes do setor elétrico são relativamente baixas e são provocadas por usinas a gás
natural, a carvão mineral e a óleo diesel e combustível. Em 2010, as emissões de GEE
foram inferiores a 32 MtCO2-eq.
Esse perfil, entretanto, pode mudar bastante, em função do crescimento da demanda
de energia elétrica e da disponibilidade de recursos para a geração, bem como dos custos do
aproveitamento desses recursos.
Se por um lado, o país possui uma grande variedade de recursos naturais, por outro,
a sua exploração pode implicar em grandes investimentos e em significativos impactos
ambientais. É necessário, portanto, que haja um planejamento energético que, ao mesmo
tempo em que assegure a expansão da oferta com o menor custo econômico e ambiental,
formule medidas pelo lado da demanda que garantam que o consumo de energia seja feito
da maneira mais eficiente possível.
No Brasil, o Estado, através do Ministério de Minas e Energia (MME), é executor
do Planejamento Energético Nacional. O MME, por sua vez, promove, através da Empresa
de Pesquisa Energética (EPE), diversos estudos e análises que respaldam a formulação de
políticas energéticas. Dentre eles, podem-se destacar planos de expansão da geração e
transmissão de energia elétrica de curto, médio e longo prazos.
A complexidade do sistema hidrotérmico brasileira, os prazos de maturação dos
projetos e os estudos que antecedem sua concepção exigem que o planejamento da
expansão seja desenvolvido em três horizontes de tempo, a saber:
- Estudos de Longo Prazo - com horizonte de até 30 anos, onde se procura analisar
as estratégias de desenvolvimento do sistema elétrico, a composição futura do parque
gerador e os principais troncos e sistemas de transmissão, Sua periodicidade deve ser de 5 a
6 anos e se constitui na base para a elaboração dos Planos Nacionais de Energia Elétrica.
- Estudos de Médio Prazo – com horizonte de 15 anos. Neste, se estabelecem os
programas de geração e de transmissão de referência e se estimam as necessidades de
recursos financeiros para investimentos e a demanda de serviços de construção de usinas,
de sistemas elétricos (linhas de transmissão e subestações) e de equipamentos. Sua
periodicidade deve ser de 2 a 3 anos.
- Estudos de Curto Prazo - tem horizonte de 10 anos. Devem ser apresentadas as
decisões relativas à expansão da geração e da transmissão, definindo os empreendimentos e
sua alocação temporal, sendo realizadas as análises das condições de suprimento ao
mercado e calculados os custos marginais de expansão. Sua periodicidade deve ser anual e
resulta no Plano Decenal de Expansão do Setor Elétrico.
Atualmente, esses estudos vêm sendo desenvolvidos em duas etapas principais: os
Estudos de Longo Prazo, foco deste trabalho, consolidados no Plano Nacional de Energia –
PNE; e os Estudos de Curto Prazo, consolidados no Plano Decenal de Energia – PDE e no
Plano Determinativo da Expansão da Transmissão – PDET.
Os Planos Decenais de Energia – PDE agora têm incorporado as metas de reduções
de emissões adotadas na Conferência do Clima em Copenhague, que limita as emissões de
todo o setor de energia em 634 MtCO2-eq.
No Brasil, a intensidade das emissões em 2008 foram de 1,48 tCO2 por unidade de
oferta interna de energia (OIE), enquanto a média mundial é de 2,39 tCO2/OIE e dos países
da OCDE 2,37 tCO2/OIE. Em 2021, o PDE projeta que este valor será de 1,71 tCO2/OIE,
ou seja, ainda bem abaixo da média mundial atual. De acordo com o PDE 2021, a expansão
da oferta e do consumo de energia visualizadas no PDE 2021 atende a meta expressa em
termos do valor absoluto das emissões no ano 2020, com a projeção das emissões situando-
se abaixo do limite inferior do intervalo. Mesmo assim, a entrada de novas usinas
termelétricas tem sido bem restrita. O governo não tem permitido nem mesmo a
participação destas tecnologias nos leilões de energia nova. Se por um lado esta medida
mantém um baixo nível de emissões, por outro, pode comprometer a segurança no
abastecimento, visto que as termelétricas aumentam a energia assegurada do sistema.
Adicionalmente, em uma perspectiva de longo prazo, o esgotamento do potencial
hidrelétrico demandará uma maior participação de termelétricas e uma restrição agora pode
comprometer a continuidade do investimento no futuro.
2. Análise da competitividade do carvão para geração de energia elétrica no Brasil
A análise será feita a partir de base de dados oficiais de instituições como a
Empresa de Pesquisa Energética – EPE, Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis – ANP, Agência Internacional de Energia – IEA, Bloomberg New Energy
Finance e o Departamento de Energia Americano – EIA/DOE. Em especial, serão
verificados dados técnicos e econômicos como os custos de operação e manutenção, de
investimento, o tempo de construção, a vida útil, o plano de desembolso, o heat rate, a
potência, o fator de capacidade, entre outros. Com esses dados será calculado o custo médio
de geração de cada tecnologia e permitirá a correta comparação entre elas.
A metodologia utilizada para o cálculo do custo médio de geração (levelized cost) é
a mesma adotada no estudo “Projected Costs of Generating Electricity: 2005 Update” (IEA.
2005). Através dessa metodologia com base nos valores do investimento, nos custos
operacionais, na eficiência, e na vida útil dos ativos calcula-se qual seria o custo da energia
(US$/MWh ou R$/MWh) para a remuneração do acionista para um dado custo de capital
ou taxa mínima de atratividade do capital.
Os custos serão expressos, sempre que possível, em Reais. Caso seja necessária a
conversão para a moeda corrente, será utilizada a taxa de câmbio de 2,00 R$/US$.
Outra informação importante para o estudo é a taxa de desconto considerada, pois
mostra o retorno obtido nos investimentos feitos em usinas de geração de energia elétrica.
A estimativa da taxa de retorno baseia-se no custo médio ponderado de capital das
empresas de geração de energia no Brasil. Analisando as taxas de empresas tais como a
Tractebel, da AES, da CEMIG Geradora, e de Furnas pode-se notar que os valores variam
entre 6% e 9%. Não é objetivo deste trabalho entrar nesta discussão. Portanto, neste
capítulo, serão adotadas três taxas diferentes: 6%, 8% e 10%. Nos capítulos que apresentam
os cenários, será adotada a taxa 8%.
O custo médio de geração (CMG) é expresso em R$/MWh e é calculado da seguinte
maneira:
onde:
CI é o custo de investimento por MWh gerado de energia; e
CO é o custo de operação por MWh gerado de energia.
O CO é composto pelo custo variável de operação e manutenção – O&M (CVO&M)
mais o custo do combustível (Ccomb). Este, por sua vez é dado pelo preço combustível, em
unidade comercial, multiplicado pelo correspondente heat rate (HR). Assim:
sendo,
Para obter o CI na unidade requerida, é necessário anualizar o investimento total.
Normalmente, o custo de investimento de uma usina é informado pelo valor do kW
instalado, sem considerar os juros incorridos durante a construção (overnight cost). Assim,
antes de anualizar o custo de investimento é necessário considerar os juros durante a
construção (jdc) e trazer todos os desembolsos a valor presente.
onde,
CIc/jdc é o custo de investimento com jdc
CIs/jdc é o custo de investimento sem jdc
Dn é o percentual de desembolso no ano n
i é a taxa de desconto
n é o número de anos que ocorrem desembolsos
O valor obtido deve ser adicionado ao custo fixo de O&M (CFO&M), pois este é
informado com a mesma unidade do custo de investimento com jdc. Assim, o custo
anualizado (CA) será dado por:
onde,
POT é a potência da usina
T é a vida útil do empreendimento
Com esses valores pode-se obter facilmente o CI, dividindo CA pela geração média
anual da usina (em MWh), que pode ser estimada pelo fator de capacidade (FC) médio da
usina.
Assim, foram levantados os dados técnicos e econômicos necessários para o cálculo
dos custos médios de geração das seguintes tecnologias:
Termelétrica a carvão mineral nacional - Leito Fluidizado;
Temelétrica a carvão mineral Nacional – Ultrasupercritica;
IGCC – Geração Integrada em Ciclo Combinado carvão mineral Nacional;
Termelétrica a carvão mineral importado (carvão pulverizado - PCC);
Termelétrica a carvão mineral importado – Ultrasupercritica;
IGCC – Geração Integrada em Ciclo Combinado carvão mineral importado;
Termelétrica a gás natural ciclo aberto;
Termelétrica a gás natural ciclo combinado;
Termonuclear geração III;
Termelétrica a biomassa – plantas reformadas (retrofit);
Termelétrica a biomassa – plantas novas (greenfield);
Termelétrica a biogás – motores ciclo Diesel;
Usinas eólicas em terra (onshore);
Usinas eólicas no mar (offshore);
Usina solar fotovoltaica;
Usina termo solar concentradora (CSP);
Hidrelétricas grandes (potência superior a 1.000 MW);
Hidrelétricas médias (potência entre 30 e 1.000 MW);
Pequenas centrais hidrelétricas – PCH (potência inferior a 30 MW); e
Linhas de transmissão.
2.1. Descrição das Tecnologias
Hidrelétricas
A principal fonte de energia elétrica no Brasil é a geração hidráulica. Contudo, de
todo potencial, apenas 30% é explorado. O grande problema é que, do potencial
remanescente, uma parte importante se localiza na Região Amazônica e no Cerrado, onde a
questão ambiental é bastante sensível. Por isso, as novas usinas hidrelétricas estão sendo
projetadas para minimizar os impactos ambientais. Muitas delas sem reservatório de
regularização (ou seja, a fio d’água), de forma a reduzir a área alagada.
Figura 6 – Potencial Hidrelétrico
Fonte: EPE
Adicionalmente, no desenvolvimento de novas hidrelétricas é considerada a
possibilidade de aproveitamento múltiplo dos recursos hídricos. Assim, além da geração
elétrica os rios podem ser aproveitados para abastecimento d’água (urbano, industrial,
Rural, animal), irrigação, transporte, lazer, turismo, pesca e outros usos. Os recursos
hídricos são, portanto, considerados como vetor de desenvolvimento regional e devem ser
planejados considerando os interesses de uso dos diversos agentes.
Dessa maneira, no horizonte de tempo considerado no estudo, é razoável assumir
que a base da expansão ainda será hidrelétrica. A evolução da capacidade instalada,
contudo, depende capacidade industrial para produção de equipamentos. Entendeu-se como
razoável um limite médio de 5.000 MW por ano de expansão da capacidade de geração
hidrelétrica.
- Termelétricas a carvão
O Brasil possui reservas significativas de carvão mineral. De acordo com o BEN
2012, elas somavam mais de 32,3 bilhões de toneladas em 2011, o que possibilitou a
produção de aproximadamente 6 milhões de toneladas do minério. Este volume, entretanto,
representa em torno de 1,4% da energia primária produzida no país. Praticamente toda a
produção nacional é de carvão vapor que alimenta as usinas termelétricas nacionais.
Na década de 70, 20% da produção de carvão eram destinados à fabricação de
coque para a CSN (Companhia Siderúrgica Nacional), de acordo com um Decreto do
Presidente Getúlio Vargas de 1946. Com a construção das usinas termelétricas de Candiota,
no Rio Grande do Sul, e de Jorge Lacerda, em Santa Catarina, o perfil da produção
começou a mudar. A partir da década de 90, com a desregulamentação do setor, o carvão
metalúrgico nacional, que é de qualidade inferior, foi sendo substituído pelo importado.
As reservas brasileiras de carvão mineral estão localizadas na região Sul, nos
estados do Rio Grande do Sul, Santa Catarina e Paraná, como mostra a figura 5 a seguir. O
grande teor de cinzas in natura com camadas de pequenas espessuras; as condições
geológicas adversas; a capacidade de produção subutilizada e; os contratos de suprimento
com o setor elétrico por curtos períodos (em torno de três anos) e a falta de política para o
setor são fatores que aumentam os custos de produção e não estimulam esforços financeiros
para implantação de novas tecnologias de lavra e beneficiamento.
Figura 7 – Mapa das Principais Ocorrências de Carvão Mineral do Brasil
Fonte: CPRM
Ainda que o carvão nacional tenha elevado teor de cinzas e de enxofre, a
disponibilidade de reservas dessa fonte fóssil conjugada com o desenvolvimento de
tecnologias menos poluentes (clean coal tecnologies) e a crescente demanda por energia
elétrica no país poderá fazer com que não se descarte a expansão das termelétricas a carvão
no Brasil. De qualquer forma, com o atual conhecimento geológico o aproveitamento do
carvão nacional para geração elétrica está restrito à Região Sul do país.
Para as outras regiões existe a possibilidade de importação do mineral,
aproveitando-se da sinergia dos portos. Na verdade, esta já é uma realidade no Porto de
Pecém, em Fortaleza; e no Porto de Açu, no Rio de Janeiro.
Assim, não havendo restrições à penetração de fontes com grande potencial de
emissão de gases de efeito estufa no Brasil, a geração a carvão tem significativas
possibilidades de expansão no país, até porque o preço deste combustível no mercado
internacional é estável em comparação ao do gás natural e ao do petróleo, o que
proporciona segurança energética ao país. Neste estudo, não se considerou este tipo de
restrição.
Plantas Ultrasupercríticas de carvão pulverizado
São plantas termelétricas de ciclo Rankine, em que o vapor na saída da caldeira está
acima da pressão de 35MPa e temperatura de 720°C. Para a viabilização desta tecnologia
deverá ser considerada a mistura com carvões importados (blendagem) visando o ajuste das
melhores características para maximizar a eficiência das plantas.
Embora a tecnologia ainda seja considerada embrionária no Brasil, no mundo já está
em estágio de desenvolvimento mais avançada podendo ser considerada madura.
Plantas de Geração de Energia Integrada em Plantas de Ciclo Combinado – IGCC
De acordo com o Roadmap do Carvão Mineral, entre as tecnologias disponíveis e
adequadas para o carvão nacional destaca-se a gaseificação em leito fluidizado, tanto para a
geração de energia integrada em plantas de ciclo combinado – IGCC, como pela sinergia
possível com os demais aproveitamentos do carvão: siderurgia e carboquímica. Existem
atualmente 160 usinas tipo IGCC no mundo.
O principal parâmetro que impacta a eficiência do IGCC é a temperatura do gás da
turbina. Algumas usinas existentes atualmente utilizam turbinas antigas com temperaturas
que variam entre 1100-1260 °C. As turbinas mais recentes já atingem temperaturas até
1600 °C. A expectativa é que a partir de 2015 uma nova classe de turbinas (classe H) possa
aumentar ainda mais a eficiência.
Plantas termelétricas IGCC a carvão possuem níveis de emissões muito inferiores
aos apresentados por plantas a carvão pulverizado e similares às do gás natural (GN). O uso
integrado da gaseificação com o ciclo combinado pode reduzir o consumo de água pela
metade, fazendo com que essas plantas apresentem consumo de água semelhante ao das
termelétricas a gás natural.
No entanto, atualmente a tecnologia IGCC ainda não é muito usada na indústria de
geração e a planta de gaseificação ainda não é uma tecnologia familiar para maioria das
empresas geradoras de energia. O risco tecnológico ainda é considerado moderado. Os
custos de capital ainda são muito elevados e ainda precisam ser reduzidos com o
desenvolvimento comercial e lições aprendidas com a escala e melhorias de design e
eficiência que advém da escalabilidade também.
De acordo com o relatório da Agência Internacional de Energia, Tracking Clean
Energy Progress, a tecnologia do IGCC é a que oferece maior potencial em termos de
eficiência, mas ainda requer uma redução de custos considerável para decolar.
No Brasil, há atualmente tecnologia desenvolvida apenas para gaseificadores de
pequeno porte, com plantas de demonstração em operação, além de gaseificadores de
biomassa para ciclo combinado (BIGCC) e cogeração. Mondal et al., 2011, salienta que a
gaseificação, tanto de carvão como de biomassa, está se desenvolvendo rapidamente no
mundo todo, despontando como uma tecnologia limpa para o carvão.
De acordo com o National Energy Technology Laboratoty em dezembro de 2012
haviam anunciadas 11 plantas de IGCC nos EUA. E atualmente existe apenas uma em
operação.
- Termelétricas a gás natural
As usinas termelétricas, de um modo geral têm aumentado a sua participação no
parque de geração nacional. Como principais fatores, podem ser apontados: o prazo menor
de maturação dos investimentos que estas usinas demandam, o custo de capital mais baixo
e o menor risco para o setor privado. O Gráfico 1 mostra a evolução da produção
termelétrica por fonte, onde a biomassa representa a soma da produção de eletricidade a
partir da lenha, do bagaço de cana e da lixívia e outras secundárias representam a produção
a partir das outras recuperações, das outras secundárias e do gás de coqueria.
Gráfico 1 – Evolução da geração termelétrica
Fonte: BEN 2010
Nota-se que, ao lado da geração à biomassa, as termelétricas a gás natural foram as
que tiveram maior ganho de participação no setor, desconsiderando-se as hidrelétricas.
Pode-se verificar também que o crescimento foi significativo a partir de 1998. As razões
que explicam este aumento passam pelo Programa Prioritário das Termelétricas (PPT), que
previa inicialmente a implantação de quarenta e nove usinas térmicas, sendo quarenta e três
a gás natural. O PPT também tinha como objetivo aumentar a confiabilidade do sistema, já
que o nível dos reservatórios as hidrelétricas, no referido ano, estava abaixo do adequado.
A análise da participação de tais usinas no sistema hidrotérmico brasileiro deve
levar em consideração aspectos de natureza econômico-financeira, técnica, sócio-ambiental
e operacional para o sistema interligado. No caso específico das termelétricas a gás natural,
outros aspectos necessitam ser considerados, como a participação do referido combustível
na matriz energética nacional em seus diferentes usos e o abastecimento do produto no
horizonte de 2030.
A recente descoberta de jazidas de gás natural offshore na camada do pré-sal dá a
indicação de que haverá grande disponibilidade deste recurso. Tanto que nos leilões de
energia nova organizado pelo governo, gás natural é a única fonte de geração fóssil que está
sendo considerada. Portanto, há grande perspectivas de expansão da geração a partir desta
fonte.
- Termelétricas a Óleo
A participação das térmicas a óleo combustível e a diesel no parque de geração
brasileiro é relativamente pequena. Seu uso é caracterizado pelo atendimento da demanda
de ponta (principalmente no caso das térmicas a óleo combustível) e pelo atendimento da
demanda dos sistemas isolados (térmicas a óleo diesel, principalmente).
As usinas que geram energia elétrica a partir de derivados de petróleo no Brasil são
localizadas principalmente na região Sudeste e na região Norte. Na região Sudeste tais
usinas são importantes para garantir a complementaridade térmica do sistema interligado
nacional e, no Norte, elas atendem à demanda de sistemas isolados.
Nos primeiros leilões de energia nova, várias térmicas a óleo (diesel e combustível)
foram bem sucedidas. O principal motivo do sucesso era a metodologia de cálculo da
garantia física que privilegiava usinas com baixo fator de capacidade, favorecendo a que
elas tivessem baixas tarifas. O governo, entretanto, corrigiu esse problema e novamente se
verifica que pouca expansão prevista de tais tecnologias no Brasil. Adicionalmente,
algumas usinas que conseguiram contratos nos leilões não saíram do papel por conta de
preço do combustível, reforçando a dificuldade de expansão da geração a partir de
derivados de petróleo.
- Usinas Nucleares
A geração termonuclear apresenta fases sucessivas de boom e de retração. A
consolidação da tecnologia se deu com os choques do petróleo em que vários países
apostaram nesta solução para reduzir a dependência do óleo. Os eventos de Three Miles
Island – TMI (1979) e Chernobyl (1986), entretanto, deram um freio na expansão, pois
fizeram com que investimentos em segurança fossem elevados de forma a reduzir o risco de
novos acidentes. Assim, a geração nuclear vinha perdendo competitividade frente a outras
fontes.
O quadro de baixa competitividade se reverteu com o desenvolvimento de novas
tecnologias de geração nuclear e pelo fato de que esta energia não emite gases de efeito
estufa. Assim, na primeira década deste século, conheceu-se o renascimento da energia
nuclear. Tal expansão, entretanto, parece não se manter no longo prazo devido ao aumento
nos custos de investimento, resultante da alta demanda de matéria-prima da China e do
acidente ocorrido este ano em Fukushima. no Japão.
Apesar disso, conforme aponta o relatório da Agência Internacional de Energia
Tracking Clean Energy Progress, a maioria dos países que adotam geração nuclear
permanecem comprometidos com esta tecnologia, conforme ilustra a figura 8 a seguir:
Figura 8 – Reatores em construção no final de 2011.
Fonte: IEA. Tracking Clean Energy Progress. 2012
O Brasil possui duas usinas nucleares (Angra I e II) e uma terceira está em fase de
construção, devendo entrar em operação em 2015. No PNE 2030, publicado em 2007,
considerou-se a entrada de mais quatro usinas, pois se levou em consideração as condições
internacionais e o fator de que o país possui a sexta maior reserva de urânio do mundo (ver
Figura 9 a seguir), além de dominar a tecnologia de todo o ciclo do combustível.
Figura 9 – Reservas de Urânio no Brasil
Fonte: PNE 2030
O quadro atual, entretanto, mostra que o custo de capital que já estava alto,
conforme citado anteriormente, deve aumentar ainda mais por conta do aumento do
investimento em segurança das usinas, devido ao evento ocorrido em Fukushima. Sem
contar que ficará mais difícil encontrar uma seguradora disposta a fazer contratos com tais
usinas. Assim, a geração nuclear deve perder a competitividade no curto e médio prazo.
- Termelétricas a Biomassa
O Brasil tem vasta e diversificada disponibilidade de biomassa, o que permite que
haja grande aproveitamento como recurso energético. Dessa maneira várias rotas
150,000
150,000
50,000 t
50,000 t
80,000 t
80,000 t
30,000 t
30,000 t
Itataia
70,000 t
120,000 t
Lagoa Rea - 70,000 t
70,000 t
160,000
70,000 t
70,000 t
120,000 t
120,000 t
Lagoa Rea - 70,000 t
Lagoa Rea - 70,000 t
70,000 t
70,000 t
160,000
160,000
Pitinga
tecnológicas podem ser aplicadas nas diversas fontes, que vão desde os resíduos agrícolas,
industriais e urbanos até as culturas dedicadas, como mostra o Quadro 1 abaixo.
Quadro 1 – Rotas tecnológicas para conversão da biomassa em produtos e serviços energéticos
Fonte: PNE 2030
Segundo Lora e Nascimento (2004), a biomassa como recurso energético pode ser
apresentada em três grupos principais, diretamente relacionados com a origem da matéria
que constitui os biocombustíveis. Estes grupos seriam:
a) Biomassa energética florestal: são os biocombustíveis provenientes dos recursos
florestais seus produtos e subprodutos, que incluem basicamente biomassa lenhosa.
produzida de forma sustentável a partir de florestas cultivadas ou de florestas nativas.
obtida por desflorestamento de floresta nativa para abertura de áreas para agropecuária, ou
ainda originada em atividades que processam ou utilizam a madeira para fins não
energéticos, destacando-se a indústria de papel e celulose, indústria moveleira, serrarias
etc.
O conteúdo energético desta classe de biomassa está associado à celulose e lignina
contidas na matéria e seu baixo teor de umidade. Seu aproveitamento no uso final
energético se realiza, principalmente através das rotas tecnológicas de transformação
termoquímica mais simples, como combustão direta e carbonização, mas rotas mais
complexas também são empregadas para a produção de combustíveis líquidos e gasosos
como metanol, etanol, gases de síntese, licor negro (um subproduto da indústria de
celulose), entre outros;
b) Biomassa energética agrícola: são os biocombustíveis provenientes das plantações não
florestais, tipicamente originados de colheitas anuais, cujas culturas são selecionadas
segundo as propriedades de teores de amido, celulose, carboidratos e lipídios, contidos na
matéria. em função da rota tecnológica a que se destina. Podem ser divididos em duas
subcategorias:
i. Culturas agroenergéticas: utilizando principalmente rotas tecnológicas de
transformações biológicas e físico-químicas, como fermentação, hidrólise e
esterificação, empregadas para a produção de combustíveis líquidos, como o etanol, o
biodiesel e óleos vegetais diversos. Integram estas culturas a cana de açúcar, o milho, o
trigo, a beterraba, a soja, o amendoim o girassol, a mamona e o dendê, existindo uma
grande variedade de oleaginosas a serem exploradas;
ii. Subprodutos das atividades agrícolas, agroindustriais e da produção animal: uma
expressiva quantidade de subprodutos resultantes das atividades agrícolas,
agroindustriais e da produção animal é tratada como resíduo, porém possui potencial
energético importante, que varia segundo a rota tecnológica empregada, que pode
variar desde a transformação termoquímica, com combustão direta, pirólise ou
gaseificação, passando pelas transformações biológicas e físico-químicas, incluindo a
digestão anaeróbica. Como exemplos destas culturas, temos a casca de arroz, a
castanha de caju e esterco animal;
c) Rejeitos urbanos: a biomassa contida em resíduos sólidos e líquidos urbanos tem
origem diversa, e se encontra no lixo e no esgoto. O lixo urbano é uma mistura
heterogênea de metais, plásticos, vidro resíduos celulósicos e vegetais, e matéria orgânica.
As rotas tecnológicas de seu aproveitamento energético são: a combustão direta, a
gaseificação, pela via termoquímica, após a separação dos materiais recicláveis, e a
digestão anaeróbica, na produção de biogás pela via biológica. O esgoto urbano possui
matéria orgânica residual diluída, cujo tratamento é uma imposição sanitária, que através
da rota tecnológica de digestão anaeróbica encontra aplicação energética.
Para a geração de energia elétrica, as tecnologias de aproveitamento são muito
similares, variando principalmente em escala, e em alguns parâmetros de integração da
unidade termelétrica com o sistema produtivo. O aspecto de maior significância é a
disponibilidade da fonte, seja como resíduo ou produção dedicada, tanto para a escolha do
sistema quanto para a sua viabilidade. A Tabela 1 a seguir mostra a oferta de biomassa no
Brasil por fonte.
Tabela 1 – Oferta de Biomassa (2005)
Milhões de Toneladas
Total 570
Resíduos Agrícolas 478
Soja 185
Milho 176
Arroz (palha) 57
Cana-de-Açúcar (palha) 60
Resíduos Industriais 79
Cana-de-Açúcar (bagaço) 58
Arroz (palha) 2
Líxivia 13
Madeira 6
Florestas Energéticas 13
Madeira Excedente 13
Fonte: PNE 2030
Pode-se notar a grande disponibilidade de bagaço de cana-de-açúcar. Trata-se de um
resíduo da produção de açúcar e de álcool combustível, utilizado nas caldeiras para
cogeração, ou seja, para geração de vapor, utilizado no processo de fermentação do caldo
de cana; e para geração de energia elétrica, tradicionalmente para auto-consumo dos
produtores de cana.
Como o volume de produção tanto de açúcar quanto de álcool, vem aumentando
significativamente nos últimos anos, a disponibilidade de bagaço de cana proporciona um
excedente que permite que parte da geração de energia elétrica seja comercializada no SIN,
fator que pode ser comprovado nos leilões de energia em que a geração a bagaço sempre
apresenta bons resultados em termos de contrato de geração de energia.
A geração a partir do bagaço ainda apresenta grandes perspectivas, pois é esperada
significativa expansão da produção de cana-de-açúcar, não somente em São Paulo (maior
produtor), mas principalmente nas regiões Centro-Oeste e Nordeste. A figura 10 a seguir
mostra a expansão da cultura no país.
Figura 10 – Produção de Cana-de-Açúcar
Fonte: PNE 2030
Adicionalmente, a melhoria da eficiência da queima do bagaço nas caldeiras, com o
retrofit das usinas existente e com a construção de novas usinas com tecnologias mais
eficientes (usinas greenfield), possibilitará uma expansão ainda mais significativa da
geração a bagaço no SIN.
Embora seja expressiva a disponibilidade dos demais resíduos agropecuários e
agroindustriais apresentados na Tabela 1, a recuperação e aproveitamento para fins
energéticos ainda é incipiente. Para viabilizar o aproveitamento dos resíduos agrícolas das
culturas diversas, como soja, milho e arroz, deve-se adotar abordagem semelhante à do
aproveitamento dos resíduos agrícolas da cultura da cana-de-açúcar, qual seja, a
determinação de rotas econômicas e adequadas de recuperação, transporte e
disponibilização da biomassa na unidade de industrial, de geração de energia elétrica ou
outra.
No que diz respeito à silvicultura, o Brasil possui atualmente a melhor tecnologia de
implantação, condução e exploração de florestas de eucalipto, com ampla utilização para
produção de produtos florestais diversos, inclusive para exportação. Entre os principais
consumidores industriais de madeira em tora oriunda de florestas plantadas no Brasil estão
os painéis reconstituídos, compensados, serrados, papel e celulose, carvão vegetal e outros.
Além disso, o país possui extensas áreas cultiváveis, clima favorável, escolas de
formação de profissionais de nível internacional, mão-de-obra barata e abundante,
conferindo-lhe um imenso potencial para se tornar líder mundial na geração de energia a
partir da biomassa originária da silvicultura. A utilização para fins energéticos, no entanto,
também é pouco difundida no Brasil. Entretanto, considerando as perspectivas de
crescimento da demanda mundial de produtos florestais, principalmente aqueles originários
em sistemas florestais certificados, e a competitividade desta indústria no Brasil, acredita-se
que esta situação pode modificar bastante no médio e longo prazos.
- Termelétrica a Biogás
A avaliação do potencial de geração a partir do biogás no Brasil, resultante
principalmente de resíduos sólidos urbanos, requer primeiramente a identificação da
quantidade e composição do lixo, que é função do tamanho da população de seu poder
aquisitivo e de aspectos culturais bem como das tecnologias que permitem o
aproveitamento destes resíduos com seus parâmetros técnicos e requisitos operacionais.
O aproveitamento energético do lixo gera algumas externalidades positivas como a
redução da emissão de gases de efeito estufa, a criação de emprego e renda para população
de baixa qualificação profissional, a menor poluição por chorume (pois haverá menos lixo
sendo decomposto de maneira tradicional), a redução da necessidade por áreas para
disposição final dos resíduos e o aumento da reserva de recursos naturais. que serão
utilizados de maneira mais racional.
A avaliação do potencial energético do lixo requer também que se assumam
algumas hipóteses com respeito a sua produção e sua composição. Atualmente, conforme a
II Pesquisa Nacional de Saneamento Básico do IBGE (2000) e o Manual de Gerenciamento
Integrado do Lixo do IPT-SP (1998), estima-se que a produção per capita de resíduos
urbanos no Brasil seja da ordem de 0,54 kg por dia, pouco mais de um terço da produção
norte-americana, sendo que 47,5% é material orgânico e 30% é material reciclável. Nos
Estados Unidos, a proporção de recicláveis atinge 65%. Como efeito do crescimento da
renda e da melhoria em sua distribuição, haveria tanto aumento na produção de resíduos
como alteração em sua composição. Assim, pode-se considerar que, até 2030, devem-se
atingir índices de produção e proporção de recicláveis correspondentes à metade da
diferença atual entre os índices norte-americanos e brasileiros.
O principal gargalo ainda está no custo de produção de energia elétrica, que ainda
supera o das outras fontes. Na verdade, isso acontece, pois não se incorpora os benefícios
adicionais (externalidades positivas) proporcionados pelo gerenciamento do lixo. Assim,
dada a devida importância a esses benefícios, a geração a biogás desempenhará um papel
significativo no Brasil. Nesse caso há necessidade ainda de estímulos governamentais para
incentivar a geração a partir de biogás. Um exemplo disso é o que acontece no Reino Unido
onde há uma sobretaxação para os resíduos que são simplesmente dispostos em aterros e
um pagamento para o uso dos mesmos como combustível.
- Energia Eólica
A extensão territorial do Brasil favorece ao aproveitamento da energia eólica. Por
isso, várias iniciativas têm sido levadas a cabo para o levantamento do potencial de geração
eólica. Na primeira delas nos anos 1970, dados anemométricos mostravam velocidades
médias anuais da ordem de 4m/s a 10m de altura e já indicavam a viabilidade técnica do
aproveitamento eólico com equipamentos de pequeno porte para sistemas isolados e
apontavam o litoral do Nordeste e o arquipélago de Fernando de Noronha como sítios mais
promissores para a geração eólio-elétrica. Outras iniciativas foram implementadas ao longo
da década de 1980, mas o primeiro atlas eólico nacional só foi publicado em 1988 e, através
de um mapeamento por isolinhas das velocidades em altura de 10m. possibilitou identificar
locais com velocidades médias anuais entre 5 e 6 m/s. Este trabalho indicou a tendência de
velocidades maiores de vento no litoral brasileiro e também em áreas no interior
favorecidas pelo relevo e pela baixa rugosidade.
Esses estudos, entretanto, foram prejudicados porque consideravam somente a
velocidade do vento abaixo de alturas de 10m. Dessa maneira, a maioria dos dados
anemométricos eram mascarados pela rugosidade e obstáculos próximos, além não serem
necessariamente representativos das áreas geográficas onde os equipamentos
anemométricos estavam instalados. Somente a partir da década de 1990 as medições
começaram a ser feitas em alturas superiores a 20m. Mais recentemente, com o avanço
mundial do aproveitamento da energia eólica e com a instalação das primeiras usinas no
Brasil, iniciaram a primeiras medições para anemométricas para estudos de viabilidade,
com uso de torres de 30 a 50m e equipamentos de maior precisão, adequados para esse fim.
Essas medições foram utilizadas para a publicação do Atlas do Potencial Eólico do Ceará,
em 2001, onde se destacaram áreas de dunas com baixíssima rugosidade com velocidade
médias anuais de 9 m/s.
O referido Atlas mostra que os melhores potenciais para aplicações em energia
eólica no Brasil são encontrados no Nordeste, embora haja potenciais significativos no
Sudeste e Sul e um pouco no Norte. O potencial técnico de geração total soma 143 GW,
como mostra a figura 11 a seguir.
Figura 11 - Potencial eólico brasileiro por região
Fonte: Atlas do Potencial Eólico Brasileiro
O primeiro instrumento adotado no país para viabilizar o aproveitamento da energia
eólica no país, além de outras fontes renováveis, foi o PROINFA, instituído pelo governo
através da lei nº 10.438 de 2002. Como foi visto anteriormente, tal mecanismo não atingiu
completamente seus objetivos. A geração elétrica a biomassa, por exemplo, não apresentou
projetos suficientes para completar a cota de 1.100 MW, pois os empreendedores
entendiam que poderiam conseguir preços melhores para a energia gerada em outras
modalidades de contratação. Assim, a capacidade instalada necessária para completar os
3.300 MW do PROINFA foi atingida a partir da contratação de outros empreendimentos
eólicos e baseados em PCH´s. Dos 3.299,40 MW contratados na primeira etapa do
programa, 1.191,24 MW são de 63 PCHs; 1.422,92 MW são de 54 usinas eólicas; e 685.24
MW são de 27 usinas a base de biomassa.
No caso da energia eólica, vem se notando atrasos na entrada em operação da maior
parte das usinas devido a uma série de fatores. Em termos de legislação, a demora na
regulamentação do programa pelo governo gerou incertezas sobre a divisão de
competências, condições de aquisição de energia e prazos de contratação. Houve também
problemas relacionados à obtenção de licenças ambientais por conta de fatores jurídicos,
técnicos e financeiros. Já em termos de mercado, os principais problemas foram o
financiamento e o acesso de empreendedores ao crédito, o valor econômico dos projetos, a
falta de segurança para investidores e o índice mínimo de nacionalização.
Dentre as fontes renováveis contempladas pelo PROINFA, a eólica era a única que
não havia sido bem sucedida em nenhum dos LEN. Dando a indicação que seriam
necessárias condições especiais no Brasil. A maneira encontrada pelo governo para
incentivar a geração eólica no Brasil foi através de Leilões de Energia de Reserva (LER),
conforme mencionado no início deste relatório, um mecanismo bem sucedido que irá
possibilitar uma significativa expansão no SIN no curto e médio prazos.
- Energia Solar
O Brasil recebe elevada incidência de radiação solar ao longo de quase todo o ano,
principalmente na região Nordeste, seguida da região Centro-Oeste e grande parte das
regiões Sudeste e Sul. Segundo o Atlas Solarimétrico Brasileiro apresentado na figura 12 a
seguir, a radiação solar no país varia de 8 a 22 MJ/m² durante o dia, sendo que as menores
variações ocorrem nos meses de maio a julho, quando a radiação é varia de 8 a 18 MJ/m².
Em média, o Brasil tem 280 dias de sol por ano, ou seja, a incidência de radiação é de mais
de 2.200 horas por ano, o que equivale a um potencial teórico de geração anual de 15
milhões de TWh se toda a superfície do país fosse utilizada para captação de energia solar.
Figura 12 – Insolação Total (Média Anual).
Fonte: Pereira et al. (2006)
A radiação solar que incide sobre toda a região do espectro visível é composta por
diversos comprimentos de onda uma parte do ultravioleta próximo de 0,3 a 0,4 m, e o
infravermelho no intervalo de 0,7 a 5m. As medições padrão são a radiação total, a
componente difusa no plano horizontal e a radiação direta normal (EPE, 2007).
As principais aplicações da solar são a geração heliotérmica (Concentrated Solar
Power – CSP), fotovoltaica e solar térmica. Para o aproveitamento da energia heliotérmica
é necessário dispor de um local com alta incidência de radiação solar direta, ou seja onde
não haja muita intensidade de nuvens, com baixos índices pluviométricos, como no
nordeste brasileiro, por exemplo. A tecnologia fotovoltaica, por sua vez, não precisa do
brilho do sol para gerar energia. Ela também opera em dias nublados, todavia, a quantidade
de energia gerada depende da densidade das nuvens. A energia solar térmica é obtida
através de coletores planos ou de concentradores solares, com o objetivo de gerar calor e
não eletricidade.
Por essas características, cada uma destas tecnologias tem aplicações específicas em
diferentes setores da economia e em diferentes regiões do país, como poderá ser observado
nos detalhamentos a seguir.
- Solar Fotovoltaica
Embora o Brasil disponha de grande potencial para o uso da energia solar
fotovoltaica (PV) e tenha elevados níveis de radiação solar, o papel dessa fonte de energia
na matriz energética brasileira ainda é irrelevante, devido ao alto custo de geração dessa
fonte.
Historicamente a energia solar fotovoltaica sempre esteve associada a programas de
desenvolvimento rural e acesso a energia elétrica em localidades isoladas. O PRODEEM –
Programa de Desenvolvimento Energético dos Estados e Municípios é um dos principais
exemplos disso. Lançado em 1994 pelo Governo Federal, tinha como objetivo atender as
comunidades isoladas não supridas de energia elétrica pela rede convencional de modo a
promover o desenvolvimento social e econômico dessas localidades. O programa foi divido
em fases e totalizou um investimento de US$ 37,2 milhões para instalação de 8.956
sistemas fotovoltaicos totalizando 5.112 kWp.
O PRODEEM se deparou com vários problemas durante a sua execução,
principalmente relacionados com a manutenção dos sistemas e mostrou a necessidade de
uma revisão do programa por parte do Governo.
Desde 2002 o PRODEEM encontra-se em fase de revitalização e reestruturação, e
foi incorporado ao Programa “Luz para Todos”, lançado em 2003 pelo Governo Federal.
Uma vez incorporado ao referido programa, os sistemas fotovoltaicos do PRODEEM, após
revitalizados, passaram para a responsabilidade das concessionárias de energia elétrica, que
ficarão encarregadas pelo atendimento das comunidades em suas áreas de concessão e,
portanto, responsável pela manutenção e operação dos módulos fotovoltaicos. Vale, no
entanto comentar, que fica a cargo da concessionária escolher qual fonte de energia será
melhor em determinada comunidade. Somente comunidades onde o custo de conexão a
rede elétrica é mais alto, estão sendo eletrificadas com energia fotovoltaica, incorporando
os sistemas fotovoltaicos do PRODEEM.
O PRC-PRODEEM até o momento firmou convênio com as concessionárias do
sistema Eletrobrás (Eletrosul. Eletronorte, CHESF, Furnas e CPRM), e está investindo
cerca de 35 milhões para a revitalização dos sistemas fotovoltaicos e capacitação dos
agentes
O uso da energia solar fotovoltaica em comunidades isoladas foi um importante
marco para a ampliação do conhecimento na área de instalação e montagem de sistemas
fotovoltaicos. Paralelamente, a importação de módulos fotovoltaicos para atender o
PRODEEM fomentou projetos de pesquisa e desenvolvimento em universidades e centros
de pesquisas sobre tecnologias fotovoltaicas - e pavimentou o caminho para que alguns
stakeholders desejassem um programa de incentivo para esta fonte a exemplo do que ocorre
na Europa (como por exemplo. Espanha e Alemanha).
No entanto, esse fato sempre encontrou muita resistência dos reguladores e agentes
governamentais. Se por um lado energia solar fotovoltaica sempre foi reconhecida como
uma fonte limpa e cujo conhecimento tecnológico e ganhos de escala futuros tornariam sua
geração viável, por outro lado o Brasil sempre teve uma matriz de geração elétrica
renovável e, portanto, incentivar e subsidiar fonte renovável mais cara ficou em segundo
plano. O mesmo ocorria com a indústria que sem ter um mercado estável nacional não teve
maiores interesses para investir nesta fonte de energia.
Fora do sistema isolado, a maioria dos projetos de energia fotovoltaica foram
implementados como projetos demonstrativos ou piloto, e segundo dados do IEE, USP
(Zilles. 2008) totalizam cerca de 145 kWp. No entanto, não existem maiores dados para
informar o que ainda está em funcionamento ou não.
Apenas recentemente algumas iniciativas de energia fotovoltaica conectada a rede
foram observadas no Brasil. conforme segue:
- Usina Solar de Tauá – está usina é um projeto da MPX empresa de geração do
setor elétrico brasileiro. O projeto prevê a instalação de 5 MW, dividido em duas fases. O
primeiro MW (1MW) foi instalado em julho de 2010, com módulos importados (silicio
policristalino) da China (Yingli). A segunda fase, de mais 4 MW dependerá das condições
de mercado para a venda dessa energia. Mas a MPX possui um terreno de 204 ha no
município de Tauá e a empresa cogita chegar até 50 MW se houver mercado (selo verde
por exemplo), incentivos/subsídios do governo, ou se o preço dos módulos fotovoltaicos
atingir patamares próximos ao da energia convencional, o que não parece ser o caso no
curto e médio prazos.
- Usina de 1 MW da Eletrosul em parceria com a Universidade Federal de Santa
Catarina. e apoio da GTZ e financiamento do KFW (Banco Alemão de Fomento). O projeto
consiste de 1 MW a ser instalado sobre o telhado do prédio da Eletrosul, utilizando a
tecnologia de filmes finos. A energia solar gerada será interligada a rede elétrica e
pretende-se comercializar a energia gerada para os consumidores livres e especiais
interessados em vincular a sua imagem à produção de energia limpa. Não foi possível
identificar o prazo para a instalação desse primeiro MW.
Em abril de 2012 a ANEEL publicou a resolução normativa 482, voltada para o
estabelecimento de condições gerais para o acesso de microgeração e minigeração
distribuída. regulamentando o “net metering ”, sistema que permite a compensação de
energia elétrica quando a unidade consumidora gera energia através de microgeração e
minigeração distribuída.
Tudo isso tende a acelerar o desenvolvimento da energia solar no país, abrindo boas
perspectivas de investimento no setor.
- Solar Concentrada (CSP)
O desenvolvimento da tecnologia de energia solar concentrada no Brasil se resume
algumas iniciativas no sentido de avaliar o potencial solar de irradiação direta sendo
conduzidas por algumas concessionárias e a uma planta piloto de 10 kW desenvolvido
pelas Centrais Elétricas de Minas Gerais (CEMIG) e pelo Centro Federal de Educação
Tecnológica de Minas Gerais (CEFET/MG), com recursos de P&D da Agência Nacional de
Energia Elétrica (ANEEL).
A grande barreira para penetração desta tecnologia ainda é o custo de implantação.
Os projetos envolvem, desde a concepção até os testes efetivos de protótipos, grandes
somas de recursos. A planta piloto do CEMIG-CEFET/MG teve um custo total de R$ 500
mil, mesmo usando alumínio de alta refletância, ao invés de espelhos.
Das tecnologias conhecidas, o custo de investimento varia de 2.000 a 3.000
US$/kW, no caso dos cilindros parabólicos; 3.000 a 6.000 US$/kW, no caso de torre
central; e 10.000 a 12.000 US$/kW, no caso de disco parabólico. A energia pode custar no
mínimo 150 US$/MWh, na melhor das hipóteses, mais do que o dobro do valor da energia
mais cara negociada atualmente nos leilões de energia nova. Assim, não se considera que
ela possa se tornar competitiva em um horizonte de tempo menor do que 10 anos.
De qualquer forma, estudos de longo prazo, como o Plano Nacional de Energia
(PNE) 2030 publicado recentemente pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), mostram
que nas próximas décadas será necessário lançar mão de todos os recursos energéticos no
país para fazer face ao crescimento da demanda de energia. Assim, é importante dar
incentivos a tal tecnologia para torná-la comercialmente viável no Brasil.
A aplicação da tecnologia exige alta incidência de irradiação solar direta, ou seja,
pouca intensidade de nuvens, baixos índices pluviométricos. Tal característica somente
encontra potencial na região do semi-árido, no Nordeste brasileiro, que representa 10% do
território nacional. A região possui índices de irradiação solar comparável às médias anuais
das melhores regiões do mundo, como a cidade de Dongola, no deserto do Sudão, e a
região de Dagget no Deserto de Mojave, Califórnia, como mostra a tabela 2abaixo.
Tabela 2 – Dados de Irradiação Solar
Fonte: Atlas Solarimétrico
Como se vê, o Nordeste brasileiro reúne boas condições técnicas para o
desenvolvimento da energia solar concentrada, porém, não encontra situações de
competitividade frente ao preço da energia elétrica negociada atualmente no Brasil. Seria
preciso que seus custos reduzissem pela metade para que se tornasse comercialmente viável
no país. Entretanto, com os intensos esforços de P&D em todo o mundo, é razoável
imaginar que nas próximas décadas será uma realidade no mundo. Antes de 2030, nenhum
estudo vê tal tecnologia como comercialmente viável no Brasil.
O Atlas Solalimétrico Brasileiro indica 2,1 MWh/m2-ano de irradiação direta ao
nível do solo. Considerando que 10% da extensão territorial da região do semi-árido
nordestino possa ser utilizada para geração de energia solar concentrada e que a eficiência
das plantas seja de 15%, então o potencial técnico pode ser estimado em 27 TWh.
- Solar Térmica
O aquecimento de água por energia solar apresenta algumas particularidades que
precisam ser destacadas ao ser comparado com outras fontes. Primeiramente, o
aquecimento solar exerce um importante papel na redução da demanda de pico que ocorre
entre os horários de 17 e 21 horas. Durante esse período, a indústria e o comércio reduzem
as suas atividades e, portanto, o consumo de energia. Os trabalhadores retornam aos seus
domicílios e há um aumento expressivo no consumo de eletricidade devido ao hábito
comum dos brasileiros de tomar banho nesse horário. A demanda de pico equivale a cerca
de 5 vezes a demanda média diária.
Em 67% dos domicílios brasileiros, o aquecimento de água é feio por chuveiros
elétricos de alta potência (de 4.400 W a 8.800 W), sendo que nas regiões sul e sudeste,
praticamente todas as residências possuem aquecimento de água. Isso significa dizer que o
sistema elétrico como um todo deve estar preparado para suportar uma carga elevada,
porém momentânea, em suas instalações, desde a geração, passando pela transmissão e
distribuição de eletricidade e chegando ao usuário final.
Segundo a Abrava (2008), 18% da capacidade instalada de geração de eletricidade
no Brasil são acionados por chuveiros elétricos nos momentos de pico. Em termos de
geração de eletricidade, o aquecimento de água responde por 8% do consumo total de
eletricidade no Brasil.
Por essas informações, conclui-se que o aquecimento solar de água é uma opção que
visa não apenas a redução do consumo de eletricidade da rede, mas, sobretudo modula a
curva de carga do sistema, reduzindo, assim, a necessidade de investimentos na ampliação
da capacidade instalada de geração, transmissão e distribuição de energia. Além disso, se
usinas térmicas não são acionadas no período de pico, evitam-se emissões de gases que
poluem o ambiente local, bem como gases de efeito estufa.
Um segundo ponto importante para se destacar refere-se ao custo das tecnologias.
Enquanto um chuveiro elétrico custa a partir de US$ 15 (4.400 W) e é de fácil instalação e
manutenção, o aquecedor solar apresenta custo elevado e sua instalação e manutenção não
são triviais, apesar do rápido tempo de retorno, de 2 a 3 anos, a depender do consumo.
À primeira vista, poder-se-ia supor que as classes mais abastardas teriam maiores
condições de substituir o aquecimento elétrico por solar, pois consomem mais energia e
pagam uma tarifa mais elevada. Porém, observa-se que em regiões habitadas por população
de baixa renda, as instalações de muitas distribuidoras estão sobrecarregadas e, em muitos
casos, há uma grande incidência de furtos de energia. Nestes contextos, as distribuidoras
têm interesse de instalar aquecedores solares em domicílios de baixa renda, de forma que as
necessidades de investimento na rede se reduzam.
A Tabela 3 apresenta o número de domicílios em 2008 segundo o rendimento
mensal das famílias. Note-se que as classes menos favorecidas, com rendimento mensal de
até 2 salários mínimos ou sem declaração, residem em mais de 20 milhões de domicílios.
Este público pode ser alvo não apenas de campanhas de distribuidoras. mas também de
programas de governo. Por exemplo, o governo federal acaba de lançar a segunda etapa do
programa de aceleração do crescimento (PAC 2) e há a previsão de se construir 2 milhões
de domicílios até 2014. Todas as unidades serão equipadas com aquecedores solares.
Embora as estimativas populacionais indicarem que até 2030 o crescimento da
população deva ser de apenas 10%, é importante notar que uma parte significativa da
população habita em instalações precárias. Segundo o estudo Déficit Habitacional 2007, há
uma carência de 6.273 milhões de domicílios no Brasil (Brasil. 2009). Uma simples
estimativa com base no déficit habitacional atual e no crescimento populacional leva a crer
que será necessário construir ou reformar 12 milhões de domicílios.
Tabela 3 – Número de domicílios segundo classe de renda familiar
Classes de rendimento
mensal domiciliar
Domicílios particulares
(1 000 domicílios)
Total Urbana Rural
Total 57 656 48 983 8 674
Até 1 salário mínimo 7 033 4 880 2 153
Mais de 1 a 2 salários mínimos 12 385 9 639 2 746
Mais de 2 a 3 salários mínimos 9 816 8 264 1 551
Mais de 3 a 5 salários mínimos 11 580 10 353 1 227
Mais de 5 a 10 salários mínimos 9 084 8 539 545
Mais de 10 a 20 salários mínimos 3 761 3 627 133
Mais de 20 salários mínimos 1 558 1 524 34
Sem rendimento (2) 739 618 121
Sem declaração 1 702 1 539 162 Fonte: IBGE. Diretoria de Pesquisas, Coordenação de Trabalho e Rendimento, Pesquisa Nacional por
Amostra de Domicílios 2008. (1) Exclusive as informações dos domicílios sem declaração do valor do rendimento domiciliar. (2) Inclusive os domicílios cujos moradores recebiam somente em
benefícios.
Portanto, há um grande nicho de mercado para aquecedores solares tanto nos
domicílios de baixa renda como nos de alta renda. Os principais usos finais são
aquecimento de água para banho e aquecimento de piscinas. Além das residências
aquecedores solares têm sido instalados em hotéis, hospitais, clubes etc.
O terceiro ponto que merece ser ressaltado refere-se à estrutura do mercado no qual
o setor está inserido. No passado, quando o modelo do setor era centralizado, baseado no
monopólio estatal, o planejamento dos recursos poderia ser realizado de forma integrada. É
de se supor que o modelo centralizado permite mais facilmente que se realizem ações do
lado da demanda (Demand side management - DSM), de modo a reduzir desperdícios e a
evitar investimentos em geração, transmissão e distribuição.
Nos anos 1990, iniciou-se a desregulamentação do setor elétrico, tomando-se como
pressuposto a necessidade de desmembramento das empresas, segundo as áreas de atuação
(geração, transmissão e distribuição), de forma a viabilizar a venda de ativos para a
iniciativa privada. A privatização iniciou-se em 1995 pelas empresas de distribuição, mas a
transição não chegou a ser concluída. As tarifas de energia elétrica se elevaram a partir de
então, principalmente no setor residencial, o que deve ter contribuído para a penetração do
aquecimento solar.
O país atravessou um período de racionamento em 2001, colocando em xeque o
modelo baseado apenas nas forças de mercado. O setor residencial teve que reduzir em
20% o seu consumo de energia elétrica em relação ao ano anterior, provocando uma corrida
para alternativas à energia da rede como a energia solar.
Em 2004, um novo modelo foi adotado, retomando o planejamento coordenado do
setor. O novo modelo colocou em evidência a necessidade de desvinculação entre
vendedores e compradores de energia. No mercado cativo, as distribuidoras compram
energia de todos os geradores vencedores dos leilões. não sendo permitida a verticalização
do setor. A desverticalização tem dificultado a adoção de medidas de DSM porque nem
sempre as distribuidoras (agentes intermediários) têm interesse em ações desta natureza,
principalmente quando há uma restrição imediata de perda de receita.
Apesar de haver esta restrição, em alguns casos as distribuidoras podem se
interessar em realizar investimentos em aquecimento solar em usuários finais, pois estas
são obrigadas, pelo contrato de concessão, a investirem 1% de sua receita em projetos de
eficiência energética e pesquisa e desenvolvimento. As distribuidoras com concessões nos
estados do Rio de Janeiro (Light), em São Paulo (CPFL) e Minas Gerais (Cemig e Cohab-
MG) decidiram aplicar esses recursos em instalação de aquecedores solares em áreas
habitadas por população de baixa renda.
A despeito do aprimoramento já realizado no marco regulatório do setor elétrico e
das iniciativas empreendidas por algumas distribuidoras no sentido de promover a difusão
do aquecimento solar, há ainda o que se fazer para melhorar a regulação do setor no que se
refere à promoção de medidas de DSM. Deveria haver algum incentivo adicional para as
distribuidoras, de forma que estas em vez de comprar energia dos geradores nos leilões,
pudessem realizar ações de DSM como se elas tivessem participado dos leilões ofertando
uma geração virtual de energia.
Em quarto lugar, deve-se destacar que se houvesse alguma exigência para instalação
ou preparação para instalação de coletores solares em novas construções, isso
provavelmente facilitaria a penetração de aquecedores solares. Como o construtor
geralmente não é o proprietário do domicílio, o primeiro tenderá a reduzir custos e o
segundo encontrará dificuldades para instalar coletores solares se a residência não possuir,
por exemplo, instalações separadas de água fria e água quente.
Por isso, torna-se importante haver alteração nos códigos de obras municipais. Há
uma série de iniciativas nos legislativos de estados e municípios no sentido de incentivar ou
obrigar a instalação ou preparação de instalações de aquecimento solar. O número de
projetos de leis em tramitação e leis aprovadas vem crescendo nos últimos anos. Soares e
Rodrigues (2010) contabilizaram que, entre 2001 e 2009, foram elaborados 84 projetos de
lei regulando o aquecimento solar de água em diferentes estados e municípios. sendo que
28 leis foram aprovadas até o fim de 2009. Alguns dos projetos de lei foram vetados e
arquivados, principalmente sob os seguintes argumentos: (i) não se pode impor ao usuário
final uma única opção, devendo este ter o direito de livre escolha entre os energéticos; e (ii)
o aumento do custo da construção com a introdução de instalação ou pré-instalação para
aquecimento solar tem de ser uma opção do usuário final.
A despeito do esforço que vem sendo empreendido por alguns políticos, a
promulgação de uma lei obrigando ou incentivando a instalação ou pré-instalação para
aquecimento solar não será efetiva se o poder executivo não der a importância que o tema
merece se não houver cobrança nem fiscalização. Também, deve-se observar que o poder
executivo municipal, principal ator para implementar essas medidas de promoção do
aquecimento solar, não recebe nenhuma contrapartida para incentivar a energia solar. Por
isso, a importância de articulações de políticas públicas nas diversas esferas
governamentais, bem como a necessidade de implementação de ações do governo federal
via aperfeiçoamento do marco regulatório para incentivar as distribuidoras a investirem em
ações de DSM ou via programas de construção de domicílios para baixa renda com
recursos do governo federal.
2.2. Premissas técnico-econômicas
Para fins de análise da inserção das tecnologias a carvão no Brasil foram
consideradas as tecnologias descritas acima, assumindo os seguintes dados técnicos e
econômicos, conforme detalhamento é apresentado na tabela 4 abaixo.
Tabela 4 – Dados Técnico-Econômicos das Usinas
Fonte: EIA/DOE. 2010; IEA. 2010; EPE. 2007. Bloomberg New Energy Finance. 2012
Cabe ressaltar que não foi calculado o custo médio de geração da transmissão, pois
tal tecnologia não gera energia. No caso das termelétricas, considerou-se também os
seguintes custos de combustíveis em R$/MWh, como mostra o gráfico 2 abaixo.
Gráfico 2 – Custos de Combustível
Fonte: EIA/DOE
Os custos dos combustíveis utilizados na confecção do gráfico 2 foram os seguintes:
Tabela 5 – Custos dos Combustíveis adotados
Combustível Unidade Preço
Carvão Nacional R$/t 70,00
Carvão Importado R$/t 180,00
Gás Natural US$/MMBTU 12,00
Nuclear US$/MMBTU 2,90
Fonte: Elaboração própria
O preço do carvão mineral nacional é, na verdade, inferior ao importado, quando
considerado em $/t, unidade em que normalmente é comercializado, entretanto, como o
importado possui poder calorífico bem maior do que o nacional, o custo de geração deste
em $/MWh torna-se mais caro que o do importado.
Não foi feita nenhuma evolução nos preços dos combustíveis, pois se entendeu que
a relação entre eles será razoavelmente constante ao longo do tempo.
O gráfico a seguir apresenta os resultados em termos de custo médio de geração
para as tecnologias analisadas para diferentes taxas de desconto, 6%, 8% e 10% (full
equity). Considerou-se para todos os projetos uma estrutura de capital de 100% do capital
próprio, de modo que os resultados obtidos não são contaminados por diferenças na
alvancagem. Pode-se notar que as hidrelétricas grandes e médias são as tecnologias mais
baratas no Brasil. Eólica onshore, biomassa da cana e PCH já são competitivas, quando se
compara com as termelétricas a gás natural e a carvão mineral.
O gráfico 3 a seguir mostra os resultados, obtidos com as premissas da tabela 4 para
o custo médio de geração para cada tecnologia (Levelized cost).
Gráfico 3 – Custo Médio de Geração
Fonte: Elaboração própria
O resultado mostra claramente também que as usinas mais intensivas em
investimento, como as hidrelétricas, as nucleares, as eólicas e as solares, são mais sensíveis
à variação da taxa de desconto. Por outro lado, o custo médio de geração das usinas a gás
natural é pouco afetado, pois mais intensiva nos custos variáveis (como o combustível).
Assim, as condições macroeconômicas do país podem afetar à expansão do seu parque de
geração. O gráfico 4 abaixo mostra as usinas mais e menos intensivas em investimento para
o caso analisado com taxa de desconto de 10% ao ano.
Gráfico 4 – Formação dos Custos de Geração
Fonte: Elaboração própria
A partir destas premissas foram elaborados dois casos para avaliação dos impactos
da expansão do carvão na geração de energia elétrica no Brasil: um que considera um
cenário restritivo à novas usinas a carvão e outro que permite a expansão do carvão.
Estes cenários são comparáveis aos cenários elaborados por La Rovere et al (2013),
que demonstram como seriam as emissões futuras conforme compromissos voluntários
assumidos pelo país e como ficariam caso medidas mitigadoras fossem assumidas. Uma
síntese destes dois cenários é apresentada no capítulo a seguir.
3. Cenários
3.1. Cenários de Referência
Na 15a Conferência das Partes em Copenhagen (COP15), o Brasil assumiu
compromissos voluntários para redução da emissão de gases do efeito estufa, que mais
tarde foram incorporados na Política Nacional de Mudança Climática através do Decreto
7390 de 9 de Dezembro de 2010, que foi regulamentado pela Lei no 12187. As metas
estabelecidas neste compromisso foram da redução entre 36,1 e 38,9% das emissões
projetadas para 2020. Os estudos de inventário de emissões no Brasil mostram que a
principal fonte de emissões atualmente é o desflorestamento causado em grande parte pela
expansão da fronteira agrícola do país, principalmente na região amazônica, respondendo
por 56,5% das emissões nacionais em 2005. O setor agrícola fica em segundo lugar
representando 22,1% das emissões. O setor energético responde por 16,4% das emissões do
país. No entanto boa parte destas emissões do setor energético advém da queima de
combustíveis fósseis no setor de transportes, graças à predominância hidrelétrica do parque
gerador nacional.
Para fins de comparações com os cenários elaborados neste trabalho foram
utilizados dois cenários de referência, conforme apresentados em La Rovere et al (2013).
O primeiro, denominado cenário A, assume que nenhuma medida mitigadora é
adotada no sentido de desacelerar o processo de desmatamento no Brasil. Representa
portanto, um cenário em que a linha de tendência de crescimento das taxas de
desmatamento são mantidas. Desta forma, o cenário A assume desmatamento de 19,535
Km²/ano na região amazônica, de 15,700 Km²/ano no Cerrado e 17.081 Km²/ano nas
demais regiões.
No que diz respeito à expansão do parque gerador, o cenário A não considera
expansão de fontes renováveis, sendo o crescimento da demanda atendido por gás natural.
No setor transportes supõe que a proporção de mistura de etanol na gasolina deverá ser
reduzida para 20% até 2020, permanecendo neste patamar após 2020. Não haveria ganhos
advindos de programas de eficiência energética e o mix de consumo de energia
permaneceria praticamente inalterado.
Tais premissas resultariam em emissões de gases de efeito estufa conforme ilustrado
no gráfico 5 abaixo.
Gráfico 5 – Emissões totais por atividade no cenário A
Fonte: La Rovere et al, 2013.
O segundo cenário de referência adotado neste estudo baseia-se no cenário B
apresentado em La Rovere et al (2013), que assume que o país irá implantar medidas
mitigadores conforme estabelecido no Plano Nacional de Mudança Climática para o
período 2010-2020. Tais medidas incluem redução do desmatamento na Amazônia e no
Cerrado bem como expansão das florestas plantadas.
Em síntese as ações para mitigação consideradas neste cenário envolvem:
Redução do desmatamento da Amazônia em 80% até 2020 em relação aos 19.535
Km2/ano da linha de base;
Redução do desmatamento do Cerrado em 40% em 2020 em relação aos 15.700
Km2/ano da linha de base;
Expansão das florestas plantadas em 3 milhões de hectares em 2020 (saindo de 6.3
milhões em 2009 para 9.3 milhões em 2020)
Após 2020 estes níveis deverão permanecer constantes com relação ao
desmatamento, mantendo as taxas de desmatamento constantes nos dois biomas até 2030. A
expansão das florestas plantadas, especialmente de eucalipto que deverão atingir 11,2
milhões de hectares em 2030.
No que diz respeito ao setor elétrico o cenário considera:
Expansão da geração hidrelétrica em quase 34 GW;
Expansão de fontes alternativas em torno de 20 GW, com instalação de 10.8 GW de
eólicas, 6,1 GW de biomassa e 3,38GW de pequenas centrais hidrelétricas.
Essas premissas são detalhadas na tabela 6 abaixo:
Tabela 6 – Expansão da capacidade instalada de Geração no cenário de referência (MW)
Baseado no PDE 2019 Baseado no PNE 2030
MW 2010 2015 2020 2025 2030
Hidrelétrica 83.169 94.656 120.391 143.977 165.153
Nuclear 2.007 3.412 3.412 4.316 5.316
Gas Natural 8.860 11.533 11.533 16.033 22.783
Carvão 1.765 3.205 3.205 4.465 6.465
Oleo Combustível 3.380 8.864 8.864 8.864 8.864
Oleo Diesel 1.728 1.149 1.149 1.551 1.551
Outras não renováveis 687 687 687 687 687
PCH 4.043 5.566 8.966 12.966 16.966
Biomassa 5.380 7.421 11.459 14.159 20.209
Eólicas 1.436 4.441 10.868 12.068 15.368
Total 112.455 140.934 180.533 219. 085 263.361
Fonte: La Rovere, et al (2013)
Quanto ao consumo de combustíveis o cenário considera que a taxa de crescimento
do consumo de etanol entre 2010 e 2020 é de 13,9% ao ano. Para o período de 2020-2030,
a demanda continua crescendo, mas a taxa de 5,6% ao ano. O consumo de gasolina C foi
calculado pela diferença entre a demanda total de energia e o consumo de etanol,
considerando que o percentual de etanol na gasolina permanece de 25%.
Na indústria considerou-se que a intensidade energética e o mix final de energia
serão os mesmos considerados no PDE 2019 e mantidos até 2030.
Com base nestas premissas foram estimadas as emissões de gases de efeito estufa
conforme apresentado nos gráficos 6 e 7 a seguir.
Gráfico 6 – Emissões de Gases de Efeito Estufa por atividade
Fonte: La Rovere et al, 2013.
Gráfico 7 – Detalhamento das emissões relacionadas à energia no Brasil entre 2015-2030
Fonte: LA ROVERE et al, 2013.
3.2. Cenários Alternativos
Para a análise do impacto da inserção da geração a carvão no país no horizonte até
0
1000
2000
3000
4000
5000
2015 2020 2025 2030
MtCO2-eq
Waste
IPPU
Energy
Agriculture
LULUCF
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
2010 2015 2020 2025 2030
MtCO2-eq
Emissões Fugitivas
Industrial
Rodoviário
Agropecuário
Público
Comercial
Residencial
Setor Elétrico
Setor Energético
2030 foram considerados dois cenários alternativos: um cenário mais restritivo à entrada
desse combustível e um cenário que permitiria a entrada de novas usinas a carvão no
parque gerador brasileiro visando a diversificação da matriz em que se entende a
importância dessa fonte para aumentar a segurança do suprimento de energia nacional.
No cenário com carvão, até 2030 entrariam em operação as usinas a leito fluidizado
no Sul (carvão nacional) e duas usinas supercríticas, sendo uma no Sudeste e outra no
Nordeste (carvão importado). Entre 2030 e 2035, foi considerada a entrada de uma usina
ultra-supercrítica.
Em ambos os cenários adotou-se a taxa de crescimento da demanda considerada no
PDE 2021 e uma taxa de desconto de 8% a.a.
Os cenários foram construídos com base em projeções de queda nos custos de
investimento das diferentes tecnologias de geração. Tais projeções se basearam em curvas
de aprendizagem, estimadas pela Agência Internacional de Energia.
Curva de aprendizagem é um conceito que denota a relação entre custo unitário e
produção cumulativa em processos estáveis, sugerindo que o custo dos insumos, ou tempo,
por unidade produzida decresce a uma percentagem fixa sempre que o nível de produção
dobra. As raízes desta concepção remontam há mais de um século a estudos que mostraram
que a desempenho individual aumenta com a experiência adquirida.
Wright (1936) introduziu a concepção ao ambiente industrial ao mostrar que o
decréscimo direto do custo do trabalho caiu 20% toda vez que a produção cumulativa
dobrava na estrutura fabril aeronaval. Desde a publicação deste estudo, efeitos similares
têm sido mostrados no caso de grupos pequenos, organizações e indústrias (Argote et al.
1990 para referências).
As curvas de aprendizagem possibilitam a descrição de padrões de melhoria no
longo prazo e ajudam a responder perguntas relacionadas à melhoria da produtividade e
suas limitações. A equação que descreve a curva é a seguinte:
onde, C(X) é o custo unitário que varia em função da produção acumulada X. O parâmetro a
é uma constante, que pode ser determinada pelo custo e pela produção inicial. O termo E,
conhecido como parâmetro de experiência, caracteriza a inclinação da curva e representa o
progresso tecnológico, possibilitado pelo ganho de experiência no processo produtivo. A
relação entre a taxa de progresso técnico (TP) e o parâmetro de experiência é dada por:
A definição de uma taxa de progresso técnico não pode ser feita de forma arbitrária.
mas decorrente de uma função do próprio processo de produção. Afinal, é razoável afirmar
que a melhoria de um processo decorre de sua paulatina modificação, a qual visa eliminar
as limitações existentes. Para o presente estudo os valores do progresso técnico foram
estimados com base nos valores estimados para os custos das diversas tecnologias em 2050
conforme o relatório Energy Technology Perspectives elaborado pela Agência
Internacional de Energia.
Neste sentido, frequentemente essas iniciativas requerem investimentos, capazes de
elevar a capacidade produtiva e habilidades dos trabalhadores por meio de treinamento; e a
atualização de ferramentas e infraestrutura, com objetivo de elevar a produtividade da mão-
de-obra.
Os referidos gastos devem ser genuinamente voltados para o melhoramento dos
processos. Adicionalmente, podem ser criados mecanismos de incentivo para acelerar o
processo de progresso técnico e, portanto, aumentar a TP.
Em relação à curva de aprendizagem das tecnologias consideradas neste trabalho,
considerou-se que a geração a carvão através de IGCC não chegaria a atingir o estágio de
viabilidade comercial antes do final do horizonte estudado. De fato diversos estudos
apontam que os custos desta tecnologia não vêm caindo conforme era esperado e que
poucos projetos têm sido implantados. Já a tecnologia de carvão ultrasupercrítica poderia
ser comercialmente viável antes de 2035, e neste caso, consideramos a entrada de uma
usina entre 2030 e 2035.
As tecnologias renováveis devem ser beneficiadas por mecanismos de incentivo tais
como as eólicas onshore e offshore; e a energia solar fotovoltaica e CSP. A Agência
Internacional de Energia estima os níveis de custo de investimento para que as referidas
tecnologias atinjam estágios comerciais e ano em que este custo é atingido com base em
projeções utilizando curvas de aprendizagem.
Dessa maneira, pode-se fazer uma estimativa da evolução destes custos com base na
projeção da expansão de cada uma destas tecnologias do cenário de referência mundial
(current policies) do World Energy Outlook (WEO) 2050, da Agência Internacional de
Energia, que permite que se calcule a nova taxa de progresso técnico, como mostra a tabela
7 a seguir.
Tabela 7 – Evolução dos Custos de Investimento
Tecnologia Custo de Investimento (US$/kW)
Estágio
Comercial
(US$/kW)
Taxa de
Progress
o
Técnico
2012 2020 2025 2030
Carvão USC 2.800 2.165 1.986 1.827 1.700 11%
Carvão IGCC 3.500 2.202 2.070 1.928 1.850 6%
Eólica Onshore 1.700 1.020 919 850 1.700 19%
Eólica Offshore 3.000 1.686 1.498 1.371 1.600 21% Solar
Fotovoltaica 2.500 1.175 938 805 1.000 20%
Solar CSP 4.800 2.603 2.376 2.171 1.500 10%
Fonte: Elaboração própria com base em IEA (2010)
Como se vê, a energia eólica onshore atualmente já é considerada comercial no
Brasil. As eólicas offshore deverão se tornar comerciais antes de 2025. O mesmo é
esperado da fotovoltaica. Das tecnologias a carvão a expectativa é que o IGCC seja
comercial antes de 2030, enquanto as ultrasupercríticas não deverão ser viáveis no
horizonte estudado. O mesmo acontece com a solar concentrada.
A projeção da expansão da geração por tipo de tecnologia foi feita através do
MESSAGE (Model for Energy Supply System Alternatives and their General
Environmental impacts). O modelo foi desenvolvido originalmente no IIASA
(International Institute for Applied System Analysis) para a otimização de um sistema
energético (com suas demandas e suas ofertas). A IAEA adquiriu a última versão do
modelo e diversas atualizações vêm sendo realizadas, especialmente a introdução de uma
interface amigável de forma a facilitar a sua aplicação.
O princípio matemático do MESSAGE é a otimização de uma função-objetivo
sujeita a um conjunto de restrições que definem a região viável que contém as soluções
possíveis do problema. O valor da função objetivo ajuda a escolher a melhor solução, de
acordo com um critério específico, usualmente, a minimização do custo. Em uma
classificação mais geral, o MESSAGE é um modelo de programação inteira mista (permite
que algumas variáveis sejam definidas como inteiras), utilizado para a otimização de um
sistema de energia. O modelo foi projetado para formular e avaliar alternativas de
estratégias para o suprimento de energia, em consonância com restrições tais como limites
de investimentos disponibilidade e preço de combustíveis, regulação ambiental e taxas de
penetração de mercado para novas tecnologias, dentre outras. Aspectos ambientais podem
ser avaliados contabilizando-se e, se necessário, limitando-se, as emissões de poluentes por
diversas tecnologias em vários níveis da cadeia energética. Isso ajuda a avaliar o impacto
de regulações ambientais no desenvolvimento do sistema energético.
As informações no modelo estão organizadas em:
Variáveis: fluxos, capacidades de produção e estoques; e
Restrições: balanços de fluxos (extração, conversão, transporte, distribuição, uso
final), limites (absolutos ou relativos) para as atividades, dinâmicas (intertemporais)
e contábeis.
A representação do sistema energético no MESSAGE se dá pelo conceito de cadeia de
produção da energia, que envolve a representação do processo de produção de energia
desde a extração, passando pelos processos de conversão de energia (geração de energia.
transmissão e distribuição), conforme ilustra a Figura 13 a seguir.
Figura 13 – Representação das Cadeias Energéticas no MESSAGE
Fonte: IAEA. 2006
Como se vê, o MESSAGE pode ser utilizado para todo o sistema energético. Essa
abordagem, entretanto, foge do escopo do trabalho. Portanto, manteve-se o foco no setor
elétrico, destacando, porém, a representação da extração e processamento de petróleo, gás
natural e carvão mineral, além de outros usos desses combustíveis fora do setor elétrico. A
Figura 14 a seguir mostra as cadeias energéticas consideradas neste estudo.
Figura 14 – Cadeias Energéticas Consideradas no Estudo
Fonte: Autores
A demanda de energia elétrica (energia final) de cada subsistema (Sudeste/C.Oeste
– SE. Sul – S. Nordeste – NE. Norte – N) foi assumida como exógena e é considerado
como dados de entrada para as simulações com o MESSAGE. Os valores foram estimados
nas projeções do Plano Decenal de Energia (PDE), para o período 2010-2020, e do Plano
Nacional de Energia 2030 (PNE), para o restante do horizonte. A Tabela 8 a seguir
apresenta os dados de demanda de energia elétrica considerados neste estudo.
Tabela 8 – Projeção da Demanda de Energia Elétrica – TWh
SE S NE N SIN 2010 298 81 73 38 491 2015 371 99 93 64 627 2020 450 121 117 84 771 2025 538 146 145 106 936 2030 638 175 176 134 1.123 2035 665 190 181 137 1.173
Fonte: Elaborado pelos autores com base no PDE 2020 e no PNE 2030
Os subsistemas são conectados atualmente por extensas linhas de transmissão e
formam o Sistema Interligado Nacional – SIN que atende aproximadamente 98% da
demanda de energia elétrica no país. As regiões ainda não cobertas pelo SIN são
denominadas Sistemas Isolados. Para este estudo as usinas hidrelétricas do Rio Madeira
foram consideradas como integrantes do subsistema Sudeste/C.Oeste, pelo fato de a energia
destas usinas serem direcionadas quase totalmente para o referido subsistema. Por sua vez,
as usinas do Rio Tapajós e a Usina de Belo Monte foram consideradas como integrantes do
subsistema Norte. A figura 15 a seguir ilustra tal estrutura.
Figura 15 – Sistema Interligado Nacional
Fonte: ONS
Em relação à demanda (energia final) por outros usos fora do setor elétrico dos
derivados de petróleo e gás natural foram utilizadas as projeções consideradas no estudo
“Development First: Linking Energy and Emission Policies with Sustainable Development”
preparado recentemente para o centro de pesquisa holandês RISOE Centre no âmbito do
projeto “Development First”. Neste estudo estima-se que a demanda de gás natural (exceto
para o setor elétrico) irá crescer a uma taxa de 6,8% ao ano até 2030, enquanto que o
crescimento demanda de derivados neste mesmo período será de 3,8% ao ano.
Para atender à demanda de energia elétrica projetada neste estudo, foram
consideradas como usinas candidatas: hidrelétricas, pequenas centrais hidrelétricas,
termelétricas a carvão, termelétricas a gás natural, termelétricas a óleo, usinas nucleares,
termelétricas a bagaço de cana-de-açúcar, termelétricas a biogás, usinas eólicas e usinas
solares CSP. Considerou-se também a possibilidade de expansão das linhas de transmissão
de energia para intercâmbio entre os subsistemas, além da redução da demanda de energia
pela introdução de geração de energia solar fotovoltaica e solar térmica para aquecimento
de água.
3.3. Expansão da Capacidade de Geração
Com base nessas projeções de custos de investimentos, construíram-se dois cenários
alternativos: um limitando a geração a carvão; outro, mais flexível que permitia a entrada
de novas usinas a carvão no parque gerador brasileiro. Ou seja, cenário com e sem carvão.
Para obter a expansão do parque de geração, correspondente aos cenários estudados,
foram feitas simulações com o modelo MESSAGE, considerando as hipóteses de cada
fonte descritas anteriormente. As gerações a partir da energia solar fotovoltaica, solar
térmica, CSP e geração a partir do biogás não foram consideradas na expansão da oferta,
apenas como abatimento de carga, ou seja, uma opção pelo lado da demanda. O resultado é
apresentado nas Tabelas 9 e 10 a seguir.
Tabela 9 – Expansão da Capacidade (MW) – cenário com Carvão
MW 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2035
Hidrelétricas 84.459 105.443 125.255 133.858 148.646 170.152
Nuclear 2.007 2.007 3.412 3.412 5.861 7.412
Gás Natural 9.142 12.697 12.697 12.697 12.697 14.602
Carvão 1.765 3.205 5.565 7.665 14.665 18.265
Óleo 3.244 7.853 7.853 7.853 7.853 7.853
Biomassa 8.000 10.704 11.969 11.969 20.937 24.500
Eólica 250 6.947 8.510 8.510 8.510 20.524
TOTAL 108.867 148.856 175.261 185.964 219.170 263.308
Fonte: Elaboração própria
Tabela 10 – Expansão da Capacidade (MW) – cenário Restritivo Carvão
MW 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Hidrelétricas 84.459 105.443 125.605 134.208 154.803 170.152
Nuclear 2.007 2.007 3.412 3.412 7.412 7.412
Gás Natural 9.142 12.697 12.697 12.697 12.697 25.585
Carvão 1.765 3.205 3.205 3.205 3.205 3.205
Óleo 3.244 7.853 7.853 7.853 7.853 7.853
Biomassa 8.000 10.704 11.969 13.590 20.937 24.500
Eólica 250 6.947 8.510 8.510 16.181 27.724
TOTAL 108.867 148.856 173.251 183.476 223.088 266.431 Fonte: Elaboração própria
Para verificar a consistência do resultado, comparou-se o cenário de referência com
o de outros estudos publicados recentemente (ver Tabela 11 a seguir, como PNE 2030 e o
World Energy Outlook, feito pela Agência Internacional de Energia (IEA. 2010).
Tabela 11 – Comparação com Outros Estudos no ano 2030 (MW)
Tecnologia Cenário com Carvão Cenário
Restritivo
Carvão PNE 2030 WEO
Hidro 148.6 154.8 156.3 103.7a Gás Natural 12.7 12.7 21.0 25.3 Carvão 14.7 3.2 6.0 5.1 Óleo 7.8 7.8 2.9 4.6 Nuclear 5.8 7.4 7.3 6.1 Biomassa 20.9 20.9 6.4 7.6b Eólica 8.5 16.2 4.6 7.6 Total 219.00 223.00 204.50 161.5 a inclui PCH
b inclui biogás
Fonte: Elaboração própria
Para os dois cenários também foram geradas tabelas com a geração anual e as
emissões conforme apresentado nas tabelas 12 a 15 a seguir.
Tabela 12 – Geração Mwmed – Cenário com Carvão
MWmed 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Hidrelétricas 42.230 52.722 62.628 73.622 81.755 93.584
Nuclear 1.706 1.706 2.900 2.900 4.982 6.300
Gás Natural 2.743 3.809 3.809 5.079 5.079 5.841
Carvão 794 1.442 3.116 4.292 8.212 10.228
Óleo 649 1.571 1.571 1.571 1.571 1.571
Biomassa 4.800 6.422 7.181 7.181 12.562 14.700
Eólica 75 2.084 2.553 2.553 2.553 6.157
TOTAL 52.996 69.756 83.758 97.198 116.715 138.381 Fonte: Elaboração própria
Tabela 13 – Geração Mwmed – Cenário Restritivo Carvão
Mwmed 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Hidrelétricas 42.230 52.722 62.803 73.815 85.142 93.584
Nuclear 1.706 1.706 2.900 2.900 6.300 6.300
Gás Natural 2.743 3.809 3.809 5.079 5.079 10.234
Carvão 794 1.442 1.442 1.602 1.602 1.602
Óleo 649 1.571 1.571 1.571 1.571 1.571
Biomassa 4.800 6.422 7.181 8.154 12.562 14.700
Eólica 75 2.084 2.553 2.553 4.854 8.317
TOTAL 52.996 69.756 82.259 95.674 117.110 136.308 Fonte: Elaboração própria
Tabela 14 – Emissões MtCO2 – Cenário com Carvão
MtCO2 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Hidrelétricas 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Nuclear 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Gás Natural 10,81 15,02 15,02 20,02 20,02 23,02
Carvão Nacional 7,79 14,14 14,14 14,14 14,14 14,14
Carvão 35% 0,00 0,00 14,31 24,37 57,88 57,88
Carvão 42% 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 14,36
Óleo 5,06 12,25 12,25 12,25 12,25 12,25
Biomassa 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
TOTAL 23,66 41,41 55,72 70,78 104,30 121,66
Fonte: Elaboração própria
Nota-se que neste cenário as emissões geradas pelo carvão passam de 7,79 MtCO2-eq
para 86,38 MtCO2-eq, o que representa um aumento de 11 vezes. Ainda assim, não há
comprometimento das metas propostas.
Tabela 15 – Emissões MtCO2 – Cenário Restritivo Carvão
MtCO2 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Hidrelétricas 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Nuclear 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Gás Natural 10,81 15,02 15,02 20,02 20,02 40,34
Carvão 7,79 14,14 14,14 15,71 15,71 15,71
Óleo 5,06 12,25 12,25 12,25 12,25 12,25
Biomassa 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
TOTAL 23,66 41,41 41,41 47,98 47,98 68,31 Fonte: Elaboração própria
A comparação das emissões de gases de efeito estufa entre os cenários avaliados e
os cenários de referência A e B é ilustrada no gráfico 9 a seguir e mostra que o
aproveitamento do carvão para geração de energia elétrica no país não compromete as
metas assumidas, e tão pouco gera impacto significativo em termos ambientais, enquanto
pode efetivamente contribuir com a expansão da capacidade instalada e com a segurança de
suprimento.
Gráfico 9 – Comparativo de emissões de gases de efeito estufa
Fonte: Elaboração própria
A figura 16 ilustra a participação de cada fonte nas emissões totais do setor elétrico
para os cenários em análise.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
2015 2020 2025 2030
MtC
O2eq
Cenário Restritivo Carvão Cenário com Carvão
Cenário de Referência B Cenario de Referência A
Figura 16 – Comparativo das emissões de gases de efeito estufa 2015-2035 para os dois cenários
(MtCO2)
Fonte: Elaboração própria
O gráfico 10 apresenta a evolução da participação de fontes renováveis para os dois
cenários estudados tanto em termos de capacidade instalada quanto em termos de geração
de energia elétrica. A análise dos valores apresentados mostra que a variação percentual da
participação das renováveis atinge no máximo 5,87% no caso da capacidade instalada e no
máximo 4,72% no caso da geração. Ou seja, o que se perde em termos de participação de
renováveis na matriz é muito pouco comparado ao benefício de segurança advindo da
diversificação com uma fonte que não é intermitente.
15,02
14,14
2015
23,02
86,38
12,25
2035
Gás Natural
Carvão
Óleo
40,3415,71
12,25
2035
Gráfico 10 – Participação de renováveis na matriz por cenário
Fonte: elaboração própria
Em termos gerais devido à pequena participação do setor elétrico nas emissões
totais do país, a inserção mais acentuada do carvão trará pequeno aumento das emissões
totais, mesmo quando considerando a participação relativa do setor elétrico nas emissões.
Isso pode ser visto através dos gráficos 11 a 14 que representam as emissões em 2030 por
setor para os quatro cenários discutidos neste tabalho.
80%
81%
82%
83%
84%
85%
86%
87%
88%
89%
90%
80%
81%
82%
83%
84%
85%
86%
87%
88%
89%
90%
2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
% R
en
ováveis
na G
era
ção
% R
en
ováveis
na C
ap
acid
ade Insta
lad
a
Geração Com Carvão Geração Restritivo Carvão
Cap Instalada Com Carvão Cap Instalada Restritivo Carvão
Gráfico 11 – Emissões por setor em 2030 no Cenário de Referência A
Fonte: Elaboração própria com dados de La Rovere et al (2013)
Setor Energético
11,16%
Setor Elétrico
26,47%
Residencial
5,24%
Comercial
0,68%Público
0,68%
Agropecuário
6,15%
Transportes
27,95%
Industrial
12,32%
Emissões Fugitivas
9,34%
Emissões por Setor em 2030 - Cenário A
Gráfico 12 – Emissões por setor em 2030 no Cenário de Referência B
Fonte: Elaboração própria com dados de La Rovere et al (2013)
Setor Energético
15,61%
Setor Elétrico
7,97%
Residencial
7,33%
Comercial
0,96%
Público
0,96%
Agropecuário
8,60%Transportes
30,08%
Industrial
15,44%
Emissões Fugitivas
13,06%
Emissões por Setor em 2030 - Cenário B
Gráfico 13 – Emissões por setor em 2030 no Cenário com Carvão
Fonte: Elaboração própria
Setor Energético
15,50%
Setor Elétrico
8,63%
Residencial
7,28%
Comercial
0,95%
Público
0,95%
Agropecuário
8,54%
Transportes
29,86%
Industrial
15,33%
Emissões Fugitivas
12,97%
Emissões por Setor em 2030 - Cenário Com Carvão
Gráfico 14 - Emissões por setor em 2030 no Cenário Restritivo de Carvão
Fonte: Elaboração própria
O mesmo se verifica quando se avalia o impacto das emissões totais por unidade do
PIB. Como os valores de emissões do setor elétrico são muito pequenos frente às emissões
totais, a variação é mínima quando comparamos o cenário de restrição de carvão na matriz
com o cenário que permite a participação do carvão na expansão do parque gerador,
conforme ilustra o gráfico 15 a seguir.
Setor Energético
16,26%
Setor Elétrico
4,16%
Residencial
7,63%
Comercial
1,00%
Público
1,00%
Agropecuário
8,96%
Transportes
31,32%
Industrial
16,08%
Emissões Fugitivas
13,60%
Emissões por Setor em 2030 - Cenário Restritivo Carvão
Gráfico 15 – Evolução do indicador Emissões em tCO2/PIB (mil US$) no país.
Fonte: Elaboração própria
Além disso, foram calculados alguns indicadores de emissões tais como toneladas
de CO2 por MWH, por unidade do PIB e per capita, mostrando a evolução dos mesmos
para os dois cenários considerados.
Tabela 16 – Indicadores de Emissões referentes ao setor elétrico
2010 2015 2020 2025 2030 2035
Cenário com Carvão
tCO2/MWh 0,051 0,068 0,076 0,083 0,102 0,100
tCO2/PIB (mil US$) 10,91 15,39 16,70 16,62 19,19 17,54
tCO2/cap 0,124 0,206 0,269 0,333 0,482 0,555
Cenário Restritivo Carvão
tCO2/MWh 0,051 0,068 0,057 0,057 0,047 0,057
tCO2/PIB (mil US$) 10,91 15,39 12,41 11,27 8,83 9,85
tCO2/cap 0,124 0,206 0,200 0,226 0,222 0,311 Fonte: Elaboração própria
tCO
2eq
/PIB
(m
il U
S$
)
Cenário de Referência A Cenário de Referência B
Cenário com Carvão Cenário Restritivo Carvão
3.4. Comparações Internacionais
Considerando os valores obtidos para o ano 2030 nos dois cenários, foram feitas
comparações com outros países considerando os indicadores mais recentes de dados
mundiais, que apresentavam valores para 2009. Vale destacar que os indicadores
apresentados a seguir referem-se à emissões totais do país e não somente relativas aos
valores do setor elétrico.
Dessa forma, a análise dos gráficos a seguir permite concluir que mesmo
considerando o cenário que permite maior inserção de térmicas a carvão, o Brasil ainda
estará em uma posição privilegiada.
Gráfico 16 – Emissões de gases de efeito estufa em tCO2/MWh Fonte: elaboração própria com dados da AIE
(2009)
1,31
1,55
1,03
1,04
1,84
1,10
0,73
1,17
1,00
1,62
1,51
2,37
0,79
1,95
1,27
2,29
1,65
1,73
1,18
1,12
0 0,5 1 1,5 2 2,5
EUA
Turquia
Espanha
Portugal
México
Japão
França
Chile
Canadá
Australia
Argentina
Bolivia
Brasil
China
Colombia
India
Africa do Sul
Venezuela
Brasil Cenário Carvão
Brasil Cenário Restritivo
tCO2/MWh
Gráfico 17 – Emissões de gases de efeito estufa em kgCO2/ PIB
Fonte: elaboração própria com dados da AIE, 2009
0,46
0,32
0,27
0,28
0,36
0,32
0,21
0,33
0,51
0,56
0,27
0,46
0,20
0,56
0,14
0,35
0,70
0,81
0,22
0,21
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9
EUA
Turquia
Espanha
Portugal
México
Japão
França
Chile
Canadá
Australia
Argentina
Bolivia
Brasil
China
Colombia
India
Africa do Sul
Venezuela
Brasil Cenário Carvão
Brasil Cenário Restritivo
kg CO2/PIB
Gráfico 18 – Emissões de gases de efeito estufa em tCO2/ capita
Fonte: elaboração própria com dados da AIE, 2009
16,90
3,57
6,17
5,00
3,72
8,58
5,49
3,84
15,43
17,87
4,14
1,31
1,74
5,13
1,33
1,37
7,49
5,45
5,59
5,33
0 5 10 15 20
EUA
Turquia
Espanha
Portugal
México
Japão
França
Chile
Canadá
Australia
Argentina
Bolivia
Brasil
China
Colombia
India
Africa do Sul
Venezuela
Brasil Cenário Carvão
Brasil Cenário Restritivo
t CO2/cap
4. Considerações Finais
Neste estudo procurou-se mostrar que o aproveitamento do recurso do carvão para
geração de energia elétrica no Brasil pode contribuir com a segurança do sistema, sem
comprometer o desenvolvimento das fontes renováveis e até mesmo contribuindo para a
expansão dessas tecnologias que são intermitentes aumentem sua participação na matriz de
geração de energia elétrica nacional. É possível demonstrar que os benefícios da expansão
da geração a carvão podem se obtidos sem comprometimento das metas voluntárias de
redução das emissões de gases de efeito estufa assumidas por ocasião da COP15.
O cenário que permite a expansão da geração a carvão emite praticamente a mesma
quantidade de gases de efeito estufa que o cenário de referência B considerado, e muito
menos do que o cenário de referência A, que é um cenário onde não se consideram medidas
mitigadoras de redução de gases do efeito estufa. Vale lembrar que o cenário de referência
B adotado considera que são implantadas medidas mitigadoras de redução das emissões de
gases de efeito estufa a fim de atender aos compromissos assumidos pelo país.
Desta forma, não haveria nenhuma necessidade de política energética restritiva a
entrada de novas usinas termelétricas a carvão no país, uma vez que o uso deste
combustível pode beneficiar o sistema sem comprometer questões ambientais.
O desenvolvimento das tecnologias a carvão limpo depende da expansão desta fonte e
poderá beneficiar muitos países, principalmente contribuindo para o aumento das taxas de
acesso à energia elétrica em muitas nações que contam com o carvão abundante.
5. Referências Bibliográficas
ANDERSSON. R.; BOHMAN. M; 1985. Short- and Long-Run Marginal Cost Pricing:
On Their Allege Equivalence. Energy Economics. 7(4). pp. 279-288.
ARGOTE. L.. BECKMAN. S.L.; EPPLE. D. (1990) "The Persistence and Transfer of
Learning in Industrial Settings". Management Science Vol. 36 No. 2. pp. 140-154.
COSTA. Cláudia do Vale. “Políticas de Promoção de Fontes Novas e Renováveis para a
Geração de Energia Elétrica: Lições da Experiência Européia para o Caso Brasileiro”. Tese de
Doutorado. PPE/COPPE/UFRJ. 2006.
Empresa de Pesquisa Energética – EPE. “Plano Nacional de Energia 2030”. EPE. Rio de
Janeiro. 2007.
Empresa de Pesquisa Energética – EPE. “Plano Decenal de Energia 2020”. EPE. Rio de
Janeiro. 2011.
Empresa de Pesquisa Energética – EPE. “Plano Decenal de Energia 2021”. EPE. Rio de
Janeiro. 2012.
Empresa de Pesquisa Energética – EPE. “Balanço Energético Nacional 2010”. EPE. Rio de
Janeiro. 2011.
Energy Information Administration – EIA/DOE. “Annual Energy Outlook 2010”. EIA/DOE.
Washington. 2011.
International Energy Agency – IEA. “Projected Costs of Generating Electricity: 2005 Update”.
IEA. Paris. 2005.
International Energy Agency – IEA. “World Energy Outlook 2010”. IEA. Paris. 2010.
International Energy Agency – IEA. “Energy Technology Perspectives 2010”. IEA. Paris. 2010.
International Energy Agency – IEA. “Tracking Clean Energy Progress”. IEA. Paris. 2012.
International Atomic Energy Agency (IAEA). “Brazil: A Country Profile on Sustainable
Energy Development”. IAEA. Vienna. 2006.
LA ROVERE. Emílio L.; DUBEUX. Carolina B.S.; PEREIRA JR. Amaro O.; Wills. William.
“Brazil beyond 2020: from deforestation to the energy challenge”. Climate Policy. 13 (2013).
S01. PP. 71–87.
LORA. E.E.S; NASCIMENTO. M.A.R.. “Geração Termelétrica – Planejamento. Projeto.
Operação”. Volumes 1 e 2. Editora Interciência. 2004.
O'NEILL. R.P.. SOTKIEWICZ. P.M.. HOBBS. B.F.. ROTHKOPF. M.H.. STEWART
Jr. W.R.. 2005. Efficient market-clearing prices in markets with nonconvexities.
European Journal of Operational Research. 164 (1) pp. 269-285.
PEREIRA. Enio B.. MARTINS. Fernando R.. ABREU. Samuel L.; RÜTHER. Ricardo.
Atlas Brasileiro de Energia Solar (Brazilian Atlas of Solar Energy). INPE. São José dos
Campos. 2006.
REN21. Renewable Energy 2010. Global Status Report. 2010.
SCARF. H.E.. 1994. The allocation of resources in the presence of indivisibilities.
Journal of Economic Perspectives 8 (4). 111–128.
TURVEY. R.. 1968. Optimal Pricing and Investment in Electricity Supply. MIT Press.
Cambridge. MA.
WILLIAMSON. O.E.. 1966. Peak-load pricing and optimal capacity constraints under
indivisibility constraints. The American Economic Review. 56 (4). 810–827.
WRIGHT. T. (1936) "Factors Affecting the Cost of Airplanes". Journal of Aeronautical
Science Vol. 4 No. 4. pp. 122-128.
